WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

загрузка...
   Добро пожаловать!

Pages:     | 1 || 3 | 4 |

Совершенствование процесса промывки наклонно направленных стволов, путем оптимизации состава и технологических параметров промывочной жидкости по прежнему остается одной из актуальных задач при строительстве скважин с горизонтальным окончанием. На основе обширных экспериментальных и теоретических исследований, выполненных ранее Ангелопулло О.К., Бастриковым С.Н., Гноевых А.Н., Кошелевым А.Т., Леоновым Е.Г., Мавлютовым М.Р., Никитиным Б.А., Пеньковым А.И., Потаповым А.Г., Рябоконем С.А., Тагировым К.М., Резниченко И.Н., Шариповым А.У. заложены основы управления качеством проводки субгоризонтального ствола с использованием буровых растворов с оптимизированными реологическими параметрами. При этом особое внимание уделялось обеспечению транспортирующей способности промывочной жидкости и мероприятиям, направленным на профилактику дюнообразований и предотвращений формирования шламовых пробок. В ранее проведенных исследованиях широко использован эффект Бойкотта. Исследователь, в честь которого назван этот эффект, случайно обнаружил, что в пробирке, которая установлена под углом, скорость оседания "кровяных телец" значительно больше в сравнении с вертикально установленной пробиркой. Этот эффект по аналогии был использован в исследованиях динамики оседания и транспорта шлама при промывке наклонно направленных стволов. При проводке субгоризонтальных стволов эти процессы значительно усложняются, а для их исследований применяются специальные установки (стенды), моделирующие движение бурового раствора и транспорт шлама по стволу скважины с учетом эксцентрично расположенных в нем бурильными трубами. Следует отметить, что технологию управления качеством ствола невозможно смоделировать т.к. в этом процессе взаимосвязано большое количество неуправляемых геологических и сложно меняющихся технологических факторов. В связи с этим приобретает особое научное значение проведение натурных экспериментальных исследований на бурящихся скважинах в конкретных геологических условиях.

В разделе приводятся результаты и анализ масштабных промысловых экспериментов, которые проведены автором совместно с технологами и буровыми мастерами филиала "Тюменбургаз" ДООО "Бургаз" при строительстве более 150 скважин на Уренгойском, Ямбургском, Северо-Губкинском месторождениях. При этом особое внимание было уделено исследованиям процесса бурения участков наклонно направленного и субгоризонтального ствола эксплуатационных скважин на нижнемеловые (валанжинские) отложения с малопроницаемыми коллекторами. Протяженность открытого ствола при строительстве этих скважин составляет 2,0 – 2,5 тыс. метров.

Проводка наклонно направленного и субгоризонтального ствола при бурении под эксплуатационную колонну валанжинских скважин осложняется спецификой геологического разреза: наличием большого количества (более 10) проницаемых песчаных пропластков (толщиной несколько метров) и неустойчивых пород ("шоколадные" глины). Анализом промыслово–геофизических исследований установлено, что проницаемость их колеблется в пределах от 5–50 10-3мкм2 до 100–150 10-3мкм2, а пористость от 12–18 % до 20–40 %. Проницаемые породы в большинстве водонасыщены. Геологический разрез характеризуется частым и неравномерным переслаиванием песчаников, алевритов, глин, аргиллитов с углом падения (залегания) пластов в пределах от 1,00 до 1,50.

Наличие сложного переслаивания проницаемых пород обуславливает в процессе бурения естественные потери бурового раствора. Эта ситуация усугубляется тем, что при бурении верхнего интервала (ориентировочно 1300–2600 м) применяются малоглинистые буровые растворы. Такие растворы, как правило, имеют высокий показатель фильтрации (6–7) см3/30 мин, что, с достаточно большой суммарной мощностью проницаемых пропластков, провоцирует заметные фильтрационные потери бурового раствора.

Промысловыми исследованиями установлено, что естественные потери циркулирующего бурового раствора в результате его фильтрации в проницаемые пропластки линейно возрастает с глубиной и временем. Динамика восполнения объёма циркулирующего раствора свидетельствует о том, что процесс фильтрации (потерь) бурового раствора не затухает, а монотонно растет с различной интенсивностью в пределах 9 – 22 м3/сут. Установлено, что потери бурового раствора, в результате фильтрации в проницаемые породы в процессе бурения под эксплуатационную колонну, могут достигать 600–700 м3. Это особенно характерно для скважин с крутонаправленным стволом, при бурении которых продолжительность процесса фильтрации увеличивается дополнительно за счёт времени СПО для смены КНБК и проведения ГИС, общая доля которых в балансе временных затрат составляет почти 50 %. В этих условиях, для обеспечения качества формирования ствола и управления его траекторией, необходимо применение кольматирующих добавок буровых растворов. В связи с этим совместно с предприятием ЗАО "Росресурс" разработан комплекс специальных наполнителей - кольматантов для буровых растворов марки К1,Кз и К10. Наполнители представляют собой комбинированные органические соединения (смеси) из побочных материалов деревообрабатывающей и пищевой промышленности. Производятся по ТУ 2458 –002 –17797095 –2004.



Экспериментальными исследованиями на тестере проницаемости фирмы OFITE, моделирующем забойные условия (температура 80 С, перепад давления МПа) установлено, что добавка кольматанта К1 в количестве 1,5 –2,0 % к глинистой суспензии снижает интенсивность фильтрационных процессов через пористую перегородку более, чем на 40 %.

В этих условиях эффективность кольматирующей добавки К1 ниже в сравнении с МДК (мелкодисперсный кремнезём), который при концентрации 0,1 % снижает скорость фильтрации в 3,0 –3,5 раза. Экспериментально установлено, что мраморная крошка, повышая проницаемость фильтрационной корки, провоцирует проникновение жидкой фазы в поровое пространство на 15 % и более.

Исследования закупоривающей способности кольматанта К1 проведены на установке, моделирующей высокопроницаемый песчаный пласт. Суть эксперимента заключалась в следующем: при перепаде давления 0,1 – 0,7 МПа определялась по воде проницаемость песчаной модели пласта. Затем через песчаный пласт прокачивался малоглинистый раствор с кольматантом. После этого снова определялась проницаемость песка по воде. Установлено, что при добавке 1,5 % кольматанта к глинистой суспензии происходит блокирование пор песчаной модели с первоначальной проницаемостью около 4 мкм2, в результате которого проницаемость снижается почти в 600 раз.

Опытно-промысловые испытания кольматирующих добавок проведены на скважинах № П-739 Уренгойское ГКМ и № П-458 Ямбургского ГКМ при бурении под 2-ю техническую колонну. При испытаниях отмечено, что обработка буровых растворов кольматантами в количестве 0,3-0,5 % способствовала снижению водоотдачи на (0,4 – 1,0) см3/30 мин. Результатами опытно-промысловых испытаний установлено, что кольматанты К1 К3 в сравнении с традиционными (типа целлотон) обеспечивают двукратное снижение фильтрационных потерь бурового раствора. При этом водопотребление для восполнения этих потерь сократилось на 300 – 400 м3. Расход полимеров для дополнительной обработки раствора уменьшился в 1,4 – 1,5 раза, а потребность в наполнителе уменьшилась с 5,0 – 6,0 тонн (целлотон) до 1,7 – 3,4 тонн (наполнитель типа К). По результатам опытно-промысловых работ эти кольматирующие добавки включены в проектно-сметную документацию строительства скважин в Надым-Пур-Тазовском регионе и применяется в практике буровых работ Буровой Компании ДООО "Бургаз".

Наряду с комплексом проницаемых пластов и пропластков, интервал бурения под эксплуатационную колонну осложнен неустойчивыми породами. Неустойчивые породы, способные к обвалообразованию, представлены аргиллитами ("шоколадные" глины), которые распространены по структуре и являются репером при проведении ГИС. Глубина залегания этих пород изменяется по структуре в пределах 2640–2740 м, а толщина залегания не превышает, как правило, более 20 м. При этом диаметр ствола в интервале залегания "шоколадных" глин в 1,5 – 2,0 раза превышает номинальный диаметр скважины. Анализ показал, что неустойчивые породы отличаются тёмно– бурой окраской с красноватым оттенком. Сложены тонко–чешуйчатым глинистым каолинитовым материалом (до 40 %), густо пропитанным окислами железа (до 13 %).

В качестве примеси (10–12) % присутствуют зёрна кварца, полевого шпата, растительные остатки. Промысловыми исследованиями установлено, что кавернообразование в "шоколадных" глинах провоцируется фильтрацией бурового раствора (рису- нок 1). С увеличением показателя фильтра0,0,ции бурового раствора с 2 до 5,5 см3 интен0,сивность кавернообразования возрастает 0,почти в 10 раз. С увеличением плотности бу0,рового раствора кавернообразование в "шо0,0,1 коладных" глинах заметно уменьшается (ри0,сунок 2). Увеличение плотности раствора с 1100 до 1200 кг/м3 снижает интенсивность 0 2 4 6 8 Водоотдача, см3/30 мин кавернообразования почти в 2 раза. На пракРисунок 1 – Влияние фильтрационтике установлено, что коэффициент каверных свойств раствора на динамику кавернообразования: 1-интервал нозности ствола со временем возрастает в 2642-2982 м ("шоколадные глины");

квадратичной зависимости (рисунок 3).

2-интервал 1336-2057 м.

Установлено, что с относительной 0,ошибкой аппроксимации 1 % эта зависимость 2 0,15 может быть представлена следующим выражением 0,Кк = 1 + а 2, (1) 0,где Кк - безразмерный коэффициент кавер1000 1050 1100 1150 нозности (отношение диаметра ствола к диаметру долота);

Плотность бурового раствора, кг/мСкорость кавернообразования, м / ч на м Скорость кавернообразования, м / ч на м а - экспериментальный коэффициент Рисунок 2 – Влияние плотности бу(а=1,610–5), учитывающий размерность рового раствора на динамику кавернообразования: 1-интервал 1300продолжительности кавернообразования;





1800 м; 2-интервал 1800-2700 м; 3 - продолжительность кавернообразоваинтервал 2700-3000 м ("шоколадные глины").

ния, ч.

Промысловыми исследованиями ус1,тановлено, что коэффициент кавернозности 1,ствола в "шоколадных" глинах с увеличени1,ем зенитного угла возрастает. С относитель1,ной ошибкой аппроксимации 6 % эта зависи1,мость может быть представлена в виде:

1,Кк = 1+2,710–9 (Dдол )2, (2) 1,где Dдол - диаметр долота, мм;

1,0 100 - зенитный угол, град.

Продолжительность Зависимость (2) справедлива в слекавернообразования, ч дующем диапазоне 295,3 Dдол 139,7 мм Рисунок 3 - Динамика образования 70 град 5 град.

каверны в “шоколадных” глинах Коэфффициент кавернозности Анализ результатов промысловых исследований показывает, что с увеличением диаметра долота коэффициент кавернозности ствола в неустойчивых "шоколадных" глинах, в зависимости от зенитного угла, растёт с различной интенсивностью (рисунок 4).

Угол наклона кривой характеризует степень проявления арочного эффекта. Установлено, что в субгоризонтальном стволе (60–70 град) с увеличением диаметра долота со 139,7 до 0 10 20 30 40 50 60 295,3 мм действие арочного эффекта снижаЗенитный угол, град ется в 1,5–1,7 раза. Это пропорционально Рисунок 4 - Влияние угла наклона усиливает процесс кавернообразования.

ствола и диаметра долота на каверДля управления траекторией ствола нообразование в “шоколадных” глинах: 1 - диаметр долота 139,7 мм; 2 - скважины особое значение имеет качество диаметр долота 215,9 мм; 3 - диаего очистки от выбуренной породы. При прометр долота 295,3 мм.

ведении промысловых исследований за критерий транспортирующей способности буро- вого раствора принято соотношение динамического напряжения сдвига (о) и пластической вязкости (). За критерий качества очистки ствола - время, затраченное на промывку и проработку ствола, связанное с удалением шлама со стенок и забоя скважины. При анализе скважины были условно сгруппированы следующим образом:

I группа (зона) - скважины, при очистке ствола которых было затрачено большое количество времени (от 4 –6 до 14 –24) ч;

II группа (зона) - скважины, при очистке ствола которых было затрачено значительно меньше времени в сравнении с первой группой (менее 3 ч). Анализом установлено, что между I и II зоной существует чёткая граница (линия), которая увязывает оптимальное соотношение зенитного угла () и транспортирующую способность (о/) бурового раствора. На основе результата анализа определены значения о/ при которых с учетом угла наклона ствола обеспечивается очистка ствола. Например доказано, что при угле наклона 70 град. соотношение о/ должно Диаметр каверны, мм казано, что при угле наклона 70 град. соотношение о/ должно быть более 650 обратных секунд.

С целью обоснования состава бурового раствора для вскрытия пласта субгоризонтальным стволом, с учётом возможности очистки ПЗП кислотной обработкой, были исследованы полимерные реагенты отечественного производства из класса полисахаридов: эфиры целлюлозы и крахмалсодержащие реагенты. Водные растворы полимеров (имитирующие фильтрат бурового раствора) смешивались с 15 % раствором соляной кислоты в соотношении: 3 части полимерного раствора на 1 часть 15 % НСl. Смесь термостатировалась при 80 0С в течение 1 ч. Экспериментально доказано, что в результате кислотного воздействия в забойных условиях полимер полностью (на 100 %) разрушается, а высоковязкий полимерный раствор превращается в обычную воду с условной вязкостью 15 с. Это обеспечивает возможность очистки ПЗП от фильтрата полимерглинистого бурового раствора.

Исследования ингибирующих добавок проведены на приборе Ярова–Жигача.

Продолжительность экспериментов составляла 24 ч. В качестве набухающего материала, имитирующего глинистый цемент коллектора, использовалась естественная глина с аналогичной обменной ёмкостью и минералогическим составом. Динамика набухания глинистого материала (ингибирующая способность среды) изучалась в растворах солей, гликолевых составах и полимерглинистых буровых растворах. Результаты исследований сравнивались с динамикой гидратации глиноматериала в дистиллированной воде. Экспериментально установлено, что в водных растворах набухание глинистого цемента происходит интенсивно и достигает предела в течение первых 15–20 минут гидратации. В полимерглинистых растворах отмечено заметное снижение скорости гидратации, которое особенно проявляется в течение первых 5 - ч. Эффективность ингибирования исследованных растворов приведены на рисунке 5.

Кратность снижения скорости гидратации (разбухания) глинистого цемента коллектора в сравнении с дистиллированной водой 2,2,2,1,1,1,1 2 1 2 1 а б в 1 - водный раствор 5 % 1 - глицирин (товарный); 1 - диэтиленгликоль (тоформиата натрия; 2 - полимерглинистый варный);

Pages:     | 1 || 3 | 4 |






© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»