Разработка технологических рекомендаций для вскрытия сложнопостроенных залежей углеводородов горизонтальными скважинами

На правах рукописи

ЮДИН АЛЕКСЕЙ ВАЛЕРЬЕВИЧ РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ РЕКОМЕНДАЦИЙ ДЛЯ ВСКРЫТИЯ СЛОЖНОПОСТРОЕННЫХ ЗАЛЕЖЕЙ УГЛЕВОДОРОДОВ ГОРИЗОНТАЛЬНЫМИ СКВАЖИНАМИ Специальность 25.00.15 – Технология бурения и освоения скважин

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Ухта - 2012 Диссертация выполнена на кафедре бурения нефтяных и газовых скважин Ухтинского государственного технического университета.

Научный консультант: Светлана Александровна Кейн – кандидат технических наук, доцент

Официальные оппоненты: Иван Емельянович Долгий – доктор технических наук, профессор, Национальный минерально-сырьевой универси тет, «Горный», профессор кафедры “Строитель ство горных предприятий и подземных сооружений”.

Василий Вячеславович Дуркин – кандидат технических наук, филиал ООО «Га зпром ВНИИГАЗ» в г. Ухта, начальник лабо ратории «Буровые материалы, промывка и закан чивание скважин».

ФГАОУ ВПО «Северный (Арктический)

Ведущая организация:

федеральный университет имени М. В. Ломоносова»

Защита состоится 13 декабря 2012 года в 10 часов на заседании диссертаци онного совета Д 212.291.01 при Ухтинском государственном техническом уни верситете по адресу: 169300 г. Ухта Республики Коми, ул. Первомайская, 13.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Ухтинского государ ственного технического университета.

Автореферат разослан 9 ноября 2012 года.

Ученый секретарь диссертационного совета Д 212.291.01, кандидат технических наук, профессор Н. М. Уляшева

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы Вскрытие сложнопостроенных продуктивных залежей, осложненных терри генными, солевыми и терригенно-солевыми породами, а также аномально низки ми пластовыми давлениями, требует нестандартных подходов при строительстве скважин, их промывке и креплении.

Практика и теоретические исследования показывают, что скважины с большой протяженностью горизонтального участка эффективно могут быть ис пользованы для целей доразведки, разработки и доразработки на большинстве га зовых и нефтегазовых месторождениях, в том числе сложнопостроенных залежей углеводородов, а также залежей с аномально низкими пластовыми давлениями.

Примером такого рода месторождений является Чаяндинское нефтегазокон денсатное месторождение Республики Саха, в геологическом отношении которое можно отнести к сложнопостроенным месторождениям, осложнённым аномально низкими пластовыми давлениями и терригенно-солевыми породами. В связи с из ложенным, применение скважин с горизонтальным окончанием в продуктивном пласте является целесообразным.

Принятая в настоящее время конструкция скважин с одноразмерной экс плуатационной колонной в горизонтальном стволе, имеющим значительную дли ну, не является, на наш взгляд, оптимальной. Накапливающийся по всей длине горизонтального ствола флюид позволяет применять разные диаметры эксплуата ционной колонны на разных участках.

Задача строительства горизонтальных скважин, осложненных присутстви ем потенциально неустойчивых пород и аномально низкими пластовыми давле ниями, требует сохранения фильтрационно-ёмкостных свойств продуктивных пластов, качественной промывки ствола и обеспечения устойчивости терригенно солевых отложений.

Цель работы Разработка технологических рекомендаций для вскрытия сложнопостроен ных залежей углеводородов горизонтальными скважинами.

Основные задачи исследований 1. Анализ теории и практики вскрытия продуктивных пластов горизонталь ными скважинами в осложнённых горно-геологических условиях.

2. Научно-методическое обоснование оптимизации конструкции эксплуа тационной колонны в горизонтальных скважинах и моделирование эксперимен тальных исследований.

3. Обоснование и выбор буровых растворов для вскрытия терригенно солевых отложений, а также продуктивных пластов скважинами с большой про тяжённостью горизонтального участка.

4. Разработка технико-технологических решений по креплению горизон тального ствола обсадными колоннами.

Научная новизна 1._Установлено, что в скважинах с протяженным горизонтальным участком «телескопическая» колонна имеет большую растянутую часть по сравнению с од норазмерной, таким образом, снижается риск недопуска колонны до конечного забоя.

2. Установлено, что модифицированная резиновая крошка способствует об разованию непроницаемой зоны кольматации для пласта с раскрытостью трещин до 0,03 мм и создает сопротивление течению раствора при большей раскрытости трещин.

3. Определена степень влияния гидрофобных смазочных материалов на мо дификацию тонкодисперсной резиновой крошки, повышающей качество вскры тия трещинно-порового коллектора, и возможность использования для этой цели полигликолей.

4. Установлено, что устойчивость по отношению к водным растворам хемо генных и хемогенно-терригенных отложений можно обеспечить комбинирован ными ингибиторами, содержащими силикат натрия и полигликоль в соотношении 1:1.

Основные защищаемые положения 1. Методика расчёта телескопической эксплуатационной колонны в гори зонтальном стволе большой протяжённости, основанная на методе фильтрацион ных сопротивлений, предложенном Ю. П. Борисовым, позволяет оптимизировать конструкцию скважины для переменного по длине притока газа из пласта.

2. Модификация резиновой крошки обеспечивается химическими реаген тами с преимущественно гидрофобными свойствами. Модифицированный мате риал создает малопроницаемую зону кольматации в трещинно-поровом коллекто ре при раскрытости трещин до 0,03 мм.

3. Стабильность хемогенных и хемогенно-терригенных отложений можно обеспечить водными растворами без насыщения их солями использованием ком бинированного ингибитора, содержащего жидкое стекло и полигликоль.

Практическая значимость 1. Методика расчета длин и диаметров секций телескопической эксплуатаци онной колонны в протяжённом горизонтальном стволе для газовых месторожде ний обеспечивает оптимизацию конструкции скважины.

2. Применение буровых растворов повышенной смазочной, ингибирующей и кольматирующей способности позволит обеспечить качественное вскрытие про дуктивных пластов и спуск обсадных колонн в горизонтальных скважинах.

3. Использование комбинированных ингибиторов, содержащих жидкое стекло и полигликоль, обеспечит сохранение стабильности в потенциально неустойчи вых горных породах.

Апробация работы Основные положения диссертационной работы докладывались на научно технической конференции преподавателей и сотрудников (2011 г.) и на междуна родной научно-технической конференции «Севергеотех» (2012 г.) при Ухтинском государственном техническом университете;

на IX научно-практической конфе ренции «Ашировские чтения» (2012 г.);

научно-производственых совещаниях в ООО «Газпром ВНИИГАЗ» в г. Ухта и ЗАО «ЭкоАрктика» ООО «Газпром буре ние» филиала «Ухта бурение» (2012 г.).

Результаты работы использовались при разработке дипломных работ и ма гистерских диссертаций на кафедре бурения Ухтинского государственного техни ческого университета.

Структура и объем работы Диссертация состоит из введения, 4 глав, заключения, библиографического списка из 119 наименований и 2 приложений, содержит 161 страницу текста, включая 48 рисунков и 36 таблиц.

Публикации Основные результаты исследований опубликованы в 7 статьях, в том числе 6 в изданиях, рекомендованных ВАК РФ.

Благодарности Автор выражает благодарность научному руководителю доценту, кандидату технических наук Светлане Александровне Кейн за постоянный контроль и не оценимую помощь в подготовке работы.

Автор признателен ректору Ухтинского государственного техническо го университета, профессору, доктору технических наук Николаю Денисовичу Цхадая за создание оптимальных условий для подготовки работы.

Автор благодарен кафедре бурения Ухтинского государственного техниче ского университета, и лично кандидату технических наук, доценту Ю. Л. Логачёву, кандидату технических наук, профессору Н. М. Уляшевой, док тору технических наук, профессору И. Ю. Быкову за консультации и советы.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении изложена актуальность диссертационной работы.

В первой главе проведен анализ теории и практики вскрытия продуктив ных пластов горизонтальными скважинами в осложненных условиях.

Среди работ, выполненных в этом направлении, следует отметить исследо вания ученых, а именно, Александров М. М., Алиев З. С., Ахмадеев Р. Г., Басарыгин Ю. М., Борисов Ю. П., Близнюков В. Ю., Булатов А. И., Буслаев В. Ф., Гукасов Н. А., Гулизаде М. П., Деминская Н. Г., Дуркин В. В., Есьман Б. И., Калинин А. Г., Кейн С. А., Леонов Е. Г., Логачев Ю. Л., Лукьянов В. Т., Михеев М. А., Мовсумов А. А., Олдройд Д., Осипов П. Ф., Патракова Е. Е., Пилатовский В. П., Повалихин А. С., Проселков Ю.М., Пятибрат В. П., Сулакшин С. С., Султанов Б. З., Уляшева Н. М., Шмидт А. П., и многих других.

Авторами отмечается целый ряд проблем, возникающих при строительстве горизонтальных скважин в осложнённых условиях. Среди них одна из важнейших – это проблема оптимизации конструкции эксплуатационной колонны скважины и спуска обсадной колонны в горизонтальные участки. Кроме того, значительную роль в эффективности проводки скважин в сложных горно-геологических услови ях, в том числе при спуске обсадных колонн, играет оптимизация технологии бу ровых растворов.

Вторая глава посвящена разработке научно-методических основ оптимизации конструкции эксплуатационной колонны скважины и моделирования эксперимен тальных исследований.

Для оптимизации конструкции скважины выполнен анализ методов матема тического моделирования притока газа к длинному горизонтальному стволу.

Установлено, что наиболее простой и эффективный способ оценки притока газа к горизонтальному стволу, это метод фильтрационных сопротивлений, предложен ный Ю. П. Борисовым.

Принятый подход позволил разработать методику расчета конструкции экс плуатационной колонны, состоящей из секций разного диаметра – «телескопиче В. Ф. Буслаевым ской» эксплуатационной колонны (термин использован в 2001 г.).

Задача решена при следующих допущениях: горизонтальная скважина пе ременного радиуса r c (x) пробурена в пласте толщиной h. Контур питания двух сторонний с расстоянием R K.

Фильтрация считается стационарной и приток флюида на участке скважины dx для газовой скважины определяется по методу, фильтрационных сопротивле ний. Расчётная схема задачи приведена на рисунке 1.

Рисунок 1 – Схема выбора диаметров телескопической эксплуатационной колонны С учётом функции Лейбензона, приток газа на бесконечно малом участке dx определяется по формуле:

( ) T dQm ( x) 2k 1 PK2 PC2 ( x) ст cт, = (1) µ 2 RK h PcтTпл dx + ln 2 rC ( x) h где Qm (x) – массовый расход газа, кг/с;

ст – плотность газа при стандартных условиях, кг/м3;

Pст = 0,1013 МПа – давление соответствующее стандартным условиям;

Tпл – пластовая температура, К;

Tст =293К температура при – стандартных условиях;

r c (х) – радиус скважины, размер которого изменяется поинтервально, м.

Градиент гидравлических потерь при движении флюида по стволу опреде ляется по формуле:

( х) 2 ( x) dPC ( x) =, (2) d C ( х) dx где (x) – средняя скорость движения потока в трубе, м/с;

– коэффициент гид равлических сопротивлений.

Таким образом, задача сводится к решению системы дифференциальных уравнений:

dPC ( x) dx = f1 ( PC, Q, x), (3) dQ( x) = f ( P, Q, x) dx 2C со следующими граничными условиями:

Q(0) = 0;

Pc (0) = Рпл Рреп, при x= Полученная система уравнений решается методом Рунге – Кутта четвёртого порядка.

В связи с тем, что в диссертационной работе решалась комплексная задача обоснования состава бурового раствора с улучшенными смазочными свойствами для вскрытия продуктивного пласта и строительства скважин в терригенно солевых отложениях, проведено моделирование основных процессов при филь трации буровых растворов в призабойной зоне пласта (ПЗП). Основной объём экспериментальных работ по отработке составов буровых растворов проведен с использованием современных приборов, входящих в комплект стандартных лабо раторий. Это – реометр Fann и фильтр-пресс Baroid. Для оценки фильтрационных потерь при высоких температурах и давлениях использовался пресс-фильтр НРНТ OFI, снабжённый керамическими дисками. Смазочные свойства буровых раство ров оценивались с использованием машины трения OFITE, устройства СВС-25 и прибора «Машина трения» (МТ), разработанного на кафедре бурения Ухтин ского государственного технического университета Р. Г. Ахмадеевым и И. В. Куваевым на основе стандартного прибора СНС-2.

Для исследования фильтрационных потоков при вскрытии порово трещинных коллекторов использовалась установка, моделирующая течение жид кости по единичной трещине, предложенная Н. М. Уляшевой и Е. Е. Патраковой.

В разработанной установке был реализован принцип сообщающихся сосудов. Ис пользуя известные формулы для расчета гидродинамических параметров при ла минарном течении вязкопластичной жидкости в щелевом канале, можно оценить не только кинетику фильтрации, но и проницаемость единичной трещины K тр :

cp µL K mp = (4) P где ср – средняя скорость движения жидкости, мкм/с;

– вязкость жидкости, Па. с;

Р – перепад давления, Па;

L – длина трещины, мкм.

Степень снижения проницаемости K отн определяется отношением:

K отн= К тр / К тр, (5) где К тр – истинная проницаемость трещины, рассчитанная по её раскрытости.

Для оценки результатов экспериментальных исследований по определению остаточного загрязнения пласта использован статистический метод обработки.

Третья глава посвящена обоснованию технологии буровых растворов для вскрытия продуктивных пластов горизонтальными скважинами, осложненных терригенно-солевыми отложениями.

Как показывает мировая практика строительства нефтяных и газовых сква жин, все большее значение приобретает использование в качестве циркуляцион ного агента буровых растворов с низким содержанием коллоидной фазы (ма логлинистые и «безглинистые» буровые растворы). Это объясняется, прежде все го, улучшением условий работы породоразрушающего инструмента, связанного с очисткой забоя и выносом шлама на поверхность и проявлением эффекта Томса при высоких скоростях движения жидкости (например, в насадках долот), воз можностью более полной утилизации отработанной буровой жидкости, а также возможностью адаптации такого раствора к изменяющимся условиям бурения.

Однако наибольший интерес представляет использование таких систем в услови ях нестабильности ствола скважин и вскрытия продуктивных пластов. Строитель ство скважин в условиях залегания глинистых и глинисто-солевых пород сопро вождается различными осложнениями, связанными как с действием горного дав ления, так и с их физико-химической активностью по отношению к компонентам буровых растворов. Известным способом предупреждения осложнений в таких условиях является повышение плотности бурового раствора. Однако выбор плот ности осложняется при переслаивании глинистых и глинисто-солевых пород с проницаемыми разностями, в которых вполне возможны дифференциальные при хваты.

В последнее десятилетие большое внимание уделено минеральному составу фильтрата буровых растворов как способу уравнивания химических потенциалов.

Для этой цели может использоваться неорганический электролит, в частности хлорид калия, хлориды и сульфаты кальция и магния. Ингибирующий эффект ря да неорганических электролитов, таких как диаммонийфосфат и силикаты натрия и калия, проявляется в изменении поверхностных свойств глинистой породы и кольматации существующих каналов фильтрации в литифицированных породах.

Однако они, скорее всего, должны быть исключены при одновременном вскрытии неустойчивых пород и продуктивных пластов.

Положительное влияние оказывают полимерные реагенты, которые не только стабилизируют буровой раствор, но и снижают проницаемость сланца и образуют на их поверхности (особенно в набухающих разностях) защитную обо лочку. В этом случае ингибирующий эффект достигается либо капсулированием глинистой породы в результате адсорбции высокомолекулярных полимеров, либо повышением минерализации водной фазы и изменением обменного комплекса использованием неорганических ингибиторов, либо гидрофобизацией поверхно сти горной породы органическими реагентами такими как полигликоли и гидро фобизующие кремнийорганические жидкости.

В последние годы для вскрытия глинистых пород и продуктивных пластов используются полимер-калиевые буровые растворы различного компонентного состава в зависимости от условий применения. Основными гелеобразователями в таких системах являются биополимеры (ксантановые смолы) и крахмальные реа генты. Иногда для усиления ингибирующего эффекта в состав раствора вводят полиакриламид (набухающие глины) или полигликоль, а также их аналоги при вскрытии литифицированных глин и продуктивных пластов.

При решении задачи обоснования состава бурового раствора для условий, осложнённых агрессией хемогенных пород, были исследованы промывочные жидкости различного состава (всего 16 растворов на водной основе). Основные из них представлены в таблице 1.

Таблица 1 – Составы буровых растворов.

Название бурового Составы буровых растворов (% масс.) раствора Полимер-солевой ПАА (0,3) + сульфат алюминия (2,0) + жидкое стекло (1,5) + мел безглинистый (5,0) Barazan (0,4) + кальцинированная сода (0,2) + гидроокись калия Полимер-калиевый (0,2) + хлорид калия (5,0) + крахмал Фито-РК (0,5) + PAC R (0,2) + безглинистый PAC SL (0,2) + мел (5,0) + пеногаситель Ингибирующий Бентонит (4,0) + гидроокись калия (0,6) + хлорид калия (5,0) + хлоркалиевый ФХЛС (1,0) + ОЭЦ (0,5) + пеногаситель глинистый Сульфат алюминия (15,0) + щелочная затравка (суспензия палыгор Гидрогель скита в растворе каустической соды) + крахмал Фито-РК (1,5) + алюминия ОЭЦ (0,6) + пеногаситель Бентонит (1,0) + кальцинированная сода (0,5) + гидроокись натрия Полимер–глинистый (0,5) + крахмал Фито-РК (0,5) + PAC R (0,2) + PAC SL (0,2) + пресный пеногаситель Малоглинистый Бентонит (2,0) + гидроокись калия (0,6) + хлорид калия (5,0) + ПАА полимер–хлоркалиевый (0,4) + PAC R (0,2) + КМЦ (0,5) Полимер–глинистый с Бентонит (0,5) + кальцинированная сода (0,5) + Barazan (0,3) + комбинированным крахмал Фито-РК (0,5) + PAC R (0,2) + PAC SL (0,2) + жидкое ингибитором стекло+полигликоль + пеногаситель Соленасыщенный по Кальцинированная сода (0,5) + хлорид натрия (30,0) + крахмал хлориду натрия Фито-РК (1,5) + ОЭЦ (1,5) + пеногаситель По результатам исследования рассмотренные буровые растворы можно вы строить в следующий ряд в порядке убывания по устойчивости:

–к галлоидной агрессии:

полимер-глинистые, обработанные водорастворимыми полисахаридами, с комби нированным ингибитором;

соленасыщенные буровые растворы;

гидрогель алю миния и хлоркалиевые глинистые растворы;

полимер-солевые и полимер калиевые с водорастворимыми полисахаридами;

полимер-калиевые и полимер глинистые;

–к сульфатной агрессии:

гидрогель алюминия;

полимер-глинистые, обработанные водорастворимыми по лисахаридами, с комбинированным ингибитором;

полимер-солевые и соленасы щенные по хлориду натрия;

хлоркалиевые глинистые, полимер-калиевые и поли мер-глинистые.

Полученные результаты позволили сделать вывод об эффективности исполь зования полимер-глинистого раствора с добавками жидкого стекла и полигликоля, обработанного водорастворимыми полисахаридами (биополимерами, крахмальны ми реагентами и эфирами целлюлозы) для вскрытия хемогенных пород. Присут ствие ингибиторов гидратации глин позволяет предполагать, что такие циркулиру ющие агенты положительно повлияют и на устойчивость глинистых пород, в том числе повышенной солености.

Изменения объёмов искусственных образцов галита в безглинистых буровых растворах, обработанных различными ингибиторами, представлены на рисунке 2.

Уменьшение объёма образца, % Время, мин Рисунок 2 – Изменение объема образцов галита при комбинированных обработ ках бурового раствора Комбинированная обработка позволяет сохранить стабильность образцов галита и без значительных расходов соли. Учитывая исследования, проведенные на кафедре бурения Н. М. Уляшевой и Н. Г. Деминской, по влиянию различных ингибиторов на устойчивость глинистых образцов различной степени литифика ции, можно рекомендовать исследуемые составы для вскрытия терригенно хемогенных пород.

При этом необходимо отметить, что механизм взаимодействия этих реа гентов отличается: полигликоль – гидрофобизирует поверхность образца, а жид кое стекло – образует нерастворимые соединения (так называемая «силикатиза ция» поверхности).

Одновременно с проблемой устойчивости в работе решалась задача сохра нения коллекторских свойств продуктивных пластов, отличающихся по филь трационно-емкостным свойствам. Исследования проводились в развитии работ М. А. Михеева и Е. Е. Патраковой. Известно, что скорость кольматации и, соот ветственно, изменения пористости пласта зависит от активности твердой фазы и размеров дисперсных частиц, что оценивается параметром дисперсности D, но при равной дисперсности конденсированная фаза или активированный наполни тель обладают большей поверхностной активностью, а, следовательно, и коль матирующей способностью.

Эта особенность была использована при создании кольматационного экра на в трещинно-поровом коллекторе, когда в качестве основного кольматанта применялась высокодисперсная резиновая крошка, предварительно обработан ная (смоченная) в гидрофобных жидкостях для обеспечения предварительного набухания и агрегатирования, что обеспечивает не только снижение проницае мости зоны кольматации, но и, как показали промысловые результаты, ускорить процесс освоения скважины.

Влияние модифицированной резиновой крошки на скорость фильтрацион ного раствора по трещине приведено в таблице 2.

Анализ данных серии опытов по исследованию фильтрации полимерных растворов, обработанных резиновой крошкой и нефтью показал, что при введе нии в полимерный раствор данного наполнителя (1%) резко снижается скорость фильтрации: при фильтрации глинистого раствора она составляет 0,3 м/с;

поли мерного 0,075 м/с;

полимерного, обработанного резиновой крошкой, модифици рованной нефтью 0,025 м/с;

полимерного, обработанного известняковой мукой 0,024 м/с. При дальнейшем увеличении содержания резиновой крошки в раство ре от 1 до 4% происходит незначительное уменьшение скорости фильтрации, а при увеличении концентрации нефти в растворе от 2,7 до 10% - увеличение ско рости фильтрации.

Таблица 2 – Влияние модифицированной резиновой крошки на скорость филь трации раствора по трещине.

Содержание добавки в по- Раскрытость тре- Скорость фильтрации, м/с.

лимерном растворе. щины, мм. До обработки После обработки Резиновая крошка-1% 0,01 0,0750 0, Нефть - 2,7% 0,02 0,0820 0, 0,03 0,0930 0, 0,04 0,1250 0, 0,09 0,3960 0, 0,13 0,6400 0, Резиновая крошка-2% 0,01 0,0750 0, Нефть-5,3% 0,02 0,0820 0, 0,03 0,0930 0, 0,04 0,1250 0, 0,09 0,3960 0, 0,13 0,6400 0, Резиновая крошка-3% 0,03 0,0930 0, Нефть-8% 0,04 0,1250 0, 0,09 0,3960 0, 0.013 0,6400 0, Резиновая крошка-4% 0,03 0,0930 0, Нефть-10,7% 0,04 0,1250 0, 0,09 0,3960 0, 0,13 0,6400 0, При этом модифицированная резиновая крошка способствует образованию непроницаемой зоны кольматации для пласта с раскрытостью трещин до 0,03 мм и создаёт сопротивление течению раствора при большей раскрытости трещин.

В качестве модифицирующих жидкостей использовались: нефть (для срав нения), керосин, глицерин, полигликоль, дизельное топливо, машинное масло, таловый пек и смазочные материалы, используемые для обработки буровых рас творов: СОНБУР 1101, Глитал, ФК-2000. Как показали результаты исследова ний, представленные в таблице 3, наиболее активным модификатором является керосин, что связано с большим количеством легких фракций углеводорода, в том числе ароматических. Из смазочных композиций наибольшее воздействие оказывает Глитал. Незначительно уступает ему обработка полигликолем.

Таблица 3 – Влияние жидкой среды на степень набухания резиновой крошки.

Дисперсионная Резиновая крошка Степень набухания (%) за время (часы) среда 0,5 1,0 6,0 24, Монодисперсная 8,0 13,0 15,1 17, Полигликоль Полидисперсная 9,0 15,2 17,4 17, Монодисперсная 12,7 22,0 25,8 28, Керосин Полидисперсная 11,2 21,3 23,9 25, Монодисперсная 3,2 - - 10, Машинное масло Полидисперсная - - - 19, Монодисперсная 5,6 12,8 15,7 17, Глитал Полидисперсная 2,8 3,9 16,6 18, Монодисперсная 0 0 1,2 1, ФК- Полидисперсная 0 0 0 0, Преимущество такого кольматанта перед карбонатным (например, мра морной крошкой) заключается в том, что практически не изменяется плотность бурового раствора, что очень важно при вскрытии пластов с невысокими пла стовыми давлениями, в которых возможны одновременно и поглощения промы вочной жидкости.

Как показали исследования, проведенные на образцах, имитирующих по ровый коллектор, использование таких модифицированных добавок не дает ста бильного результата по коэффициенту восстановления проницаемости. В связи с чем была изменена технология обработки буровых растворов.

На основе результатов собственных предварительных исследований и ис следований, проведенных М. А. Михеевым, был определен круг растворов на водной основе плотностью не более 1060 кг/м3. Как и предполагалось, безглини стые полимерные растворы позволяют минимизировать отрицательное воздей ствие на призабойную зону продуктивного пласта, создавая тонкую малопрони цаемую внутрипоровую корку (коэффициент восстановления проницаемости увеличивается в 2-3 раза по сравнению с глинистыми системами).

Усиливает этот эффект использование кольматирующих добавок с раз личным диаметром частиц. Например, при использовании мраморной крошки коэффициент восстановления проницаемости достигает 0,88-0,91. Однако по вышение содержания твердой фазы при обработке карбонатным кольматантом приводит к увеличению коэффициента трения, что соответственно приведет к росту сопротивлений при спуске обсадной колонны. В определенной степени этого можно избежать при обработке бурового раствора смазочными материала ми и композициями.

В связи с этим был проведен комплекс исследований, позволивший оце нить смазочную способность не только испытуемых буровых растворов, но и эффективность используемых смазочных материалов и реагентов. Результаты исследований представлены на рисунке 3.

Коэффициент трения, (К т р ) Буровой Буровой Буровой раствор раствор раствор №1 №2 № Рисунок 3 – Влияние специальных материалов на смазочные свойства буровых растворов:

1 – биополимерный безглинистый раствор, ингибированный по хлориду калия и содержащий карбонатный кольматант;

2 – биополимерный безглинистый раствор, ингибированный по хлориду калия и содержащий модифицированную резиновую крошку;

3 – биополимерный безглинистый раствор с полигликолем, ингибирован ный по хлориду калия Впервые в качестве смазочных добавок в безглинистых ингибирующих полимерных растворах были испытаны микросферы, используемые в тампонаж ных жидкостях. Использование полых стеклянных микросфер (ПСМС) в кон центрации 0,1% от объёма приводит к снижению коэффициента трения (Ктр) по сравнению с базовым растворами на 43,1, 46,1 и 50,6 % соответственно для всех трёх типов применяемых буровых растворов при исследовании на ВСВ-25 и на 53,1, 44,4 и 54,1 % – при исследовании на машине трения МТ.

Положительные результаты были получены при обработке безглинисто го биополимерного бурового раствора полигликолем (рисунок 3, раствор №3).

При хорошей смазочной способности даже в отсутствии специальных материалов такие системы обеспечивают коэффициент восстановления прони цаемости 0,85-0,87, что позволяет в дальнейшем предлагать их для вскрытия продуктивных пластов при отсутствии аномалий пластового давления. Воз можность применения буровых растворов, обработанных смесью водораство римых полисахаридов и ингибирующих добавок различной природы, без до полнительных кольматирующих добавок подтвердилась результатами исследо ваний на пресс-фильтре НРНТ OFI.

Исключение составляет вскрытие высокопроницаемых пород, в которых требуется больший размер материалов, обеспечивающих создание низкопрони цаемой прочной мембраны. Результаты исследований позволили выделить пре делы проницаемости пород, в которых отсутствует необходимость обработки специальными кольматантами.

Четвертая глава посвящена рассмотрению вопроса оптимизации кон струкции эксплуатационной колонны.

На примере Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения Рес публики Саха, которое в геологическом отношении можно отнести к сложно построенным залежам с аномально низким пластовым давлением, выполнен расчет секций «телескопической» эксплуатационной колонны по методике представленной в Главе 2.

Эксплуатационная колонна в этом случае представлена ступенчатой кон струкцией, диаметры элементов которой увеличиваются от конечного забоя по направлению к вертикальному стволу скважины.

Продуктивный пласт, расположенный на глубине 1760-1850 метров, предлагается вскрывать горизонтальным участком протяженностью 2000 м с зенитным углом 87,8 с целью доразведки и последующей эксплуатации.

Переход от одного диаметра эксплуатационной колонны к другому произ водится при достижении скорости движения потока газа критического значе ния, которое определено исходя из принятых на практике диаметров эксплуа тационных колонн в зависимости от ожидаемого дебита газа по скважине.

На рисунке 4 приведено изменение скорости потока по длине ствола, при достижении критической скорости происходит смена диаметра колонны, и рез кое падение скорости движения газа. В соответствие с графиком изменения скорости выбираются соответствующие диаметры «телескопической» колонны.

Скорость м/с Длина горизонтального участка, м.

Рисунок 4 – Изменение скорости потока газа в горизонтальном стволе Конструкция эксплуатационной колонны, полученная на основе графика изменения скорости в горизонтальном стволе, приведена в таблице 4.

Таблица 4 – Конструкция эксплуатационной колонны скважины с горизонталь ным участком 2000 метров для Чаяндинского месторождения Эксплуатационная колонна Диаметр, мм Длина по стволу, м Первый участок (от забоя скважины) 114 Второй участок 250 (от 1350 до 1600) Третий участок 400 (от 1600 до 2000) На рисунке 5 приведены гидравлические потери давления в «телескопиче ской» и одноразмерной 114 мм колонне.

Потери давления, МПа Длина горизонтального участка, м Рисунок 5 – Гидравлические потери давления в горизонтальном стволе Сравнение результатов расчета показывает, что в «телескопической» колонне гидравлические потери давления меньше. Расчеты также показывают, что при этом накопленный приток газа в обеих конструкциях при протяженности горизонтально го участка 2000 метров практически одинаковый.

Для исследования влияния конструкции эксплуатационной колонны на вели чину доходящей до забоя нагрузки, использовалась методика расчета сил сопротив ления и осевых усилий, возникающих при движении колонн в искривленных и гори зонтальном участках скважины, предложенная М.М. Александровым. Методика ре ализована в программном продукте “FORCE”, разработанном В.Т. Лукьяновым на кафедре бурения УГТУ.

Расчеты выполнены для «телескопической» конструкции эксплуатационной и для одноразмерной колонны 146 мм, традиционной для газовых скважин. Результа ты расчетов представлены в виде графиков на рисунках 6 и 7, где приведены осевые усилия и силы сопротивления, возникающие при спуске колонн в горизонтальную скважину при величине коэффициента сопротивления 0,3.

Осевое усилие, кН Длина по стволу, м Рисунок 6 - Зависимость осевой нагрузки от длины по стволу в горизонтальной скважине Анализ зависимостей показывает, что величина растянутой части телеско пической обсадной колонны больше, чем одноразмерной, а сила сопротивления меньше. Этот факт свидетельствует о том, что возможность допуска телескопиче ской колонны до конечного забоя выше, чем одноразмерной.

Сила сопротивления, кН Длина по стволу, м Рисунок 7 - Зависимость силы сопротивления от длины по стволу в горизонтальной скважине Основные выводы и рекомендации 1. Конструкцию эксплуатационной колонны предлагается усовершен ствовать путем оптимизации диаметров и длин секций колонны. Разработана методика расчета «телескопической» эксплуатационной колонны, которая для случая притока газа в условиях Чаяндинского месторождения Республики Саха позволила обосновать следующую конструкцию на горизонтальном участке, диаметрами 114x127x146 мм, с соответствующими длинами 1350, 250 и метров 2. Доказано, что силы сопротивления при движении эксплуатационной колонны «телескопической» конструкции в скважине меньше, чем для одно размерной;

сжатая часть телескопической колонны меньше, чем одноразмер ной;

при коэффициенте трения 0,3 длина растянутой части «телескопической» колонны составляет 1050 метров, для одноразмерной 850 метров, то есть при мерно на 20% выше. Результат свидетельствует о большей гарантии допуска телескопической колонны до конечного забоя.

3. Установлено, что для создания малопроницаемой зоны кольматации в преимущественно трещинном коллекторе эффективно использование тонко дисперсной резиновой крошки, модифицированной смазочными добавками или полигликолем.

4. Экспериментально выявлено, что в отсутствии аномалий пластового давления достаточным кольматирующим эффектом в поровом коллекторе об ладает безглинистый биополимерный раствор, обработанный полигликолем.

При этом он обладает хорошей смазывающей способностью, обеспечивающей снижение трения при спуске обсадных колонн.

5. Экспериментально доказано, что комбинированная обработка бурового раствора органическим ингибитором и силикатом натрия позволяет обеспечить стабильность терригенно-солевых отложений.

6. Установлено, что использование стеклянных микросфер уменьшает ко эффициент трения на 40-55%.

7. «Телескопическая» конструкция эксплуатационной колонны для креп ления горизонтальных скважин, рассмотрена в филиале ООО «Газпром ВНИИГАЗ» в г. Ухта, и планируется к включению в 2012-2013 годах в состав проектов на строительство горизонтальных скважин с рекомендациями по со ставам буровых растворов и технологии спуска обсадных колонн.

8. Буровые растворы с комбинированным ингибитором рассмотрены и приняты к использованию компаниями ЗАО «ЭкоАрктика» и ООО «Газпром бурение» филиал «Ухта бурение».

Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах:

Юдин А. В. Расчет надежности элементов бурового оборудования при 1.

случайном пульсирующем растяжении [Текст] / А. В. Юдин, В. И. Кучеря вый // Проблемы машиностроения и надежности машин. – М.: РАН. – 2002.

– №1 – С.30-35.

Юдин А. В. Расчет элементов бурового оборудования заданной надеж 2.

ности при пульсирующем растяжении с кручением [Текст] / А. В. Юдин, В.

И. Кучерявый // Проблемы машиностроения и надежности машин. – М.:

РАН. – 2002. – №5 – С.58-63.

Деминская, Н. Г. Анализ использования ингибирующих растворов и 3.

пути их совершенствования в условиях сульфатно-галлоидной агрессии [Текст] / Н. Г. Деминская, А. Н. Меньшикова, А. В. Юдин // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2010. – №8. – С. 6–7.

Кейн, С. А. Обоснование телескопической конструкции эксплуатаци 4.

онной колонны скважины с горизонтальным окончанием 2000 м [Текст] / С.

А. Кейн, А. В. Юдин, В. П. Пятибрат // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2012. – №4. – С. 4–6.

Уляшева, Н. М. Влияние наполнителей на проницаемость призабой 5.

ной зоны пласта [Текст] / Н. М. Уляшева, М. А. Михеев, Е. Е. Патракова, А. В. Юдин // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на мо ре. – М.: ВНИИОЭНГ. – 2012. – №5. – С. 29–32.

Юдин, А. В. Оптимизация конструкции телескопической эксплуата 6.

ционной колонны для скважин с большой протяженностью горизонтально го участка [Текст] / А. В. Юдин, Н.М., Ю. Л. Логачев // Инженер-нефтяник.

– 2012. – №6. – С. 14 – 17.

Юдин, А. В. Опыт использования малоглинистых буровых растворов в тер 7.

ригенных отложениях. / А. В. Юдин // Сборник научных трудов. Материалы научно-технической конференции. Часть 1 – Ухта: УГТУ. – 2011. – с. 133–135.