WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

   Добро пожаловать!

На правах рукописи

НЕЧАЕВА Ольга Александровна

ОБОСНОВАНИЕ И РАЗРАБОТКА РАСТВОРОВ С СИНТЕЗИРУЕМОЙ ГЕЛЕВОЙ ФАЗОЙ ДЛЯ БУРЕНИЯ В НЕУСТОЙЧИВЫХ И ФЛЮИДОНАСЫЩЕННЫХ ПОРОДАХ

Специальность 25.00.15 – Технология бурения и освоения скважин

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

САНКТ-ПЕТЕРБУРГ 2012

Работа выполнена на кафедре бурения нефтяных и газовых скважин Самарского государственного технического университета

Научный консультант:

кандидат технических наук, доцент Живаева Вера Викторовна

Официальные оппоненты:

Близнюков Владимир Юрьевич, доктор технических наук, Экспертная служба ОАО НК «Роснефть», с.н.с., главный эксперт Блинов Павел Александрович, кандидат технических наук, Санкт-Петербургский государственный горный университет, доцент кафедры бурения скважин Ведущее предприятие:

ООО «СамараНИПИнефть»

Защита диссертации состоится 30 марта 2012 года в 12 ч на заседании диссертационного совета Д 212.224.02 при СанктПетербургском государственном горном университете по адресу:

199106, г. Санкт-Петербург, В.О., 21 линия, д. 2, ауд. 1160.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке СанктПетербургского государственного горного университета.

Автореферат разослан “29” февраля 2012 г.

УЧЕНЫЙ СЕКРЕТАРЬ диссертационного совета Д 212.224.02, д.т.н., профессор Н.И. Николаев

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы. Несмотря на накопленный опыт бурения скважин в различных горно-геологических условиях, затраты времени на борьбу с осложнениями при проводке скважин до сих пор значительны (до 7-10%). Во многом это связано с усложнением условий бурения, увеличением объмов бурения пологих и горизонтальных скважин, особенно на выработанных месторождениях, где бурение ведтся методами ЗБС. Поэтому однозначных решений по обеспечению устойчивости выработать не удалось.

Проблемы, связанные с неустойчивостью горных пород при бурении, на сегодняшний день составляют более 50% аварийного времени.

К факторам, оказывающим разупрочняющее действие на породу, можно отнести и нескомпенсированность пластовых (поровых) давлений, и проблемы, связанные с траекторией, главным образом, углом наклона скважины, и гидродинамические воздействия, а также, влияние флюидов бурового раствора на горные породы.

Проникновение в пласт фильтрата бурового раствора как под действием перепада давлений, так и за счт осмотического, капиллярного, гидратационного и диффузионного типов массообмена является одной из главных причин нарушения устойчивости стенок скважины. В результате взаимодействия фильтрата с породами (в основном, глинистыми) имеют место процессы обводнения и, соответственно, ослабления скелета горной породы.

Проблемам устойчивости пород при бурении скважин посвящены работы Агзамова Ф.А., Андерсона Б.А., Ангелопуло O.K., Близнюкова В.Ю., Блинова П.А., Булатова А.И., Городнова В.Д., Гороновича В.С., Грея Дж.Р., Дарли Г.С.Г., Зозули В.П., Живаевой В.В., Кошелева В.Н., Крысина Н.И., Кистера Э.Г., Мойсы Ю.Н., Мавлютова М.Р., Николаева Н.И., Нифонтова Ю.А., Новикова В.С, Пенькова А.И., Полякова В.Н., Рязанова Я.А., Тагирова К.М., Уляшевой Н.М., Филиппова Е.Ф., Шарафутдинова З.З. и др. Многими авторами предложены различные технологические примы по оптимизации репрессии на пласт, по уменьшению проницаемости (кольматации) пород, по созданию баланса осмотических давлений и т.п.

Актуальность темы диссертации подтверждается тем, что основные направления и результаты исследований были использованы при выполнении на кафедре «Бурение нефтяных и газовых скважин» СамГТУ хоздоговорных НИР №111-09В/17В, №509/09 «Анализ свойств бурового раствора», «Разработка режимно-технологической карты на приготовление бурового раствора при производстве работ методом горизонтально-направленного бурения».

По выполненному анализу геологического разреза скважин Аглосского месторождения установлено, что интервалы 120-136 и 312316 м представлены глинами, подверженными деформативному разрушению в случае использования неингибирующих буровых растворов. Интервалы скважин 1615-1625, 1914-1922, 1926-1930 м представлены водонасыщенными песчаниками, пропластками нефтенасыщенных песчаников, которые требуют наджной кольматации для предотвращения флюидопроявлений.

Предупреждение осложнений при строительстве скважин при наличии чередующихся глинистых пород, склонных к деформативной неустойчивости, и флюидонасыщенных пород возможно за счет применения физико-химических методов воздействия, в результате чего на стенках скважины формируется наджный кольматационный экран.

Разработка эффективных систем буровых растворов для проводки скважин в осложннных горно-геологических условиях, обеспечивающих устойчивость и терригенных глинистых и слабосцементированных песчаных пород и обладающих естественной проницаемостью, является актуальной задачей.

Целью работы является повышение качества строительства скважин в условиях деформативной неустойчивости пород и при вскрытии флюидонасыщенных горизонтов.

Идея работы состоит в регулировании ингибирующих и кольматационных свойств растворов с гелевой фазой, получаемых на основе взаимодействия силиката натрия с алюминием сернокислым.

Задачи исследования:

1. Разработка составов буровых растворов на основе синтезируемых гелей для бурения скважин в условиях деформативной неустойчивости пород.

2. Исследования фильтрационных и структурно-механических свойств разработанных буровых растворов.

3. Оценка ингибирующей способности буровых растворов.

4. Исследование процесса кольматации флюидонасыщенных песчаников буровыми растворами различного композиционного состава.

5. Опытно-промышленные испытания разработанных буровых растворов.

Основные методы научных исследований. При выполнении работы применялись экспериментальные методы, включающие в себя исследования структурно-механических параметров бурового раствора, а также специально разработанные методы оценки его кольматационных свойств.

Научная новизна заключается в установлении закономерности снижения диспергирующей активности глинистых пород в буровых растворах с гелевой фазой от содержания (3-3,5%) силиката натрия и сернокислого алюминия, а также повышения их изолирующей способности по отношению к флюидонасыщенным интервалам скважины.

Основные положения, выносимые на защиту:

1. Разработанный безглинистый буровой раствор, стабилизированный крахмалом в количестве 3,5-4% масс., и гелеобразующими реагентами - силикатом натрия с концентрацией 3-3,5% масс. и сернокислым алюминием с концентрацией 3-3,5% масс. - обеспечивает снижение показателя фильтрации в 4 раза (по сравнению с традиционным глинистым раствором) и интенсивности набухания породы в 7 раз (по сравнению с набуханием в воде).

2. Эмпирический коэффициент надежности кольматации можно использовать в качестве критерия оценки кольматирующей способности буровых растворов с синтезируемой гелевой фазой для флюидонасыщенных горных пород.

Практическая значимость заключается в разработке рецептур растворов на основе синтезируемых гелей для повышения качества строительства скважин в условиях деформативной неустойчивости горных пород путем снижения показателя фильтрации раствора, величины набухания породы и наджной изоляции флюидосодержащих горизонтов.

Реализация результатов работы.

Разработанный буровой раствор был применн при проводке скважин №№ 184, 185, 189 на Аглосском месторождении ОАО «Самаранефтегаз» в период с января по октябрь 2010 г. (№№ 184,189) и с сентября по декабрь 2011 г. (№185). Проводка скважин в условиях неустойчивых глинистых пород и флюидонасыщенных горизонтов осуществлена без осложнений.

Апробация работы. Основные положения диссертации и отдельные ее разделы докладывались и обсуждались на Конкурсе молоджных разработок среди специалистов ООО БК «Евразия» (Москва, 2009); XXIV Межотраслевой научно-практической конференции ОАО НПО «Бурение» по основным проблемам строительства и ремонта скважин «Актуальные технико-технологические разработки в области строительства и ремонта нефтегазовых скважин» (Краснодар, 2009); Международной научно-практической конференции «Новые технологии и безопасность при бурении» (Уфа, 2009); V Научно-практической конференции «Нефтегазовые и химические технологии» (Самара, 2009), VII Международной научнопрактической конференции «Ашировские чтения» (Туапсе, 2010);

XV Международной научно-практической конференция «Эфиры целлюлозы и крахмала, другие новые химические реагенты и композиционные материалы как основа успешного сервиса и высокого качества технологических жидкостей для строительства, эксплуатации и капитального ремонта нефтяных и газовых скважин» (Суздаль, 2011); Международной научно-практической конференции «Ашировские чтения» (Туапсе, 2011).

Публикации. По теме диссертации опубликовано 8 работ, в том числе 3 в научных изданиях, рекомендованных ВАК Минобрнауки России.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, 4 глав, основных выводов и рекомендаций, библиографического списка, включающего 131 наименование. Материал диссертации изложен на 138 стр., включает 16 табл., 21 рис. и одно приложение.

КРАТКОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении приводится анализ работ по разработке и созданию рецептур буровых растворов для вскрытия неустойчивых интервалов. Обоснована актуальность темы диссертации, сформулированы цель работы, е идея и основные задачи исследования. Формулируются научная новизна и практическая значимость работы, приводятся основные научные положения, выносимые на защиту.

В первой главе приводится обзор и анализ механизмов разупрочнения горных пород при бурении скважин, рассматриваются причины возникновения деформативной неустойчивости ствола скважины. Выполнен анализ существующих составов промывочных жидкостей, применяемых при бурении в осложннных интервалах.

Анализ работ показал, что, наряду с горным давлением, значительное влияние на устойчивое состояние стенок скважины оказывает проникновение фильтрата бурового раствора в пласт. В основе явления набухания породы лежит действие адсорбционных, осмотических и капиллярных сил, определяющих кинетическое взаимодействие фильтрата промывочной жидкости с породой.

Одной из причин нарушения устойчивости ствола скважины является напряжнное состояние горных пород. Снижение уровня тангенциальных напряжений приводит к созданию бокового давления на элементы породы по стволу скважины, что способствует увеличению кажущейся прочности породы. Вторжение в породу фильтрата бурового раствора может привести к чрезмерному возрастанию тангенциальных напряжений и потере устойчивости ствола скважины. В качестве средства по предотвращению деформативной неустойчивости горных пород, исходя из теории напряжнного состояния стенок скважины, некоторые исследователи рекомендуют утяжелять промывочные жидкости. Но следует отметить, что такой подход не всегда дат положительный результат. В глинистых породах увеличение плотности бурового раствора может привести к интенсификации кавернообразования, гидравлической эрозии породы, осыпям и обвалам. Дифференциальное давление на забое увеличивается, повышается концентрация дисперсной фазы в буровом растворе, что может вызвать снижение скорости проходки скважины и возможное загрязнение продуктивных пластов.

Для предотвращения нарушения устойчивости пород целесообразно использовать промывочные жидкости, обладающие ингибирующими свойствами и низкими значениями показателя фильтрации.

Одним из наиболее перспективных методов стабилизации пород стенок скважин является технология создания гелевых составов. Оптимальное сочетание реагентов позволяет снизить кинетическую активность бурового раствора при взаимодействии с породой.

Улучшение ингибирующих свойств промывочных систем обеспечивается комплексным воздействием компонентов на породу.

На основе выполненного обзора литературы и анализа данных сформулированы цель и задачи исследований.

Во второй главе представлены исследования и разработка буровых растворов на основе синтезируемых гелей с повышенными ингибирующими свойствами и гидрофобизирующей способностью фильтрата. Предлагаемые составы являются коллоидносуспензионными системами, в которых роль дисперсной фазы выполняет гель, образовавшийся в результате взаимодействия сернокислого алюминия и силиката натрия.

Введение в оптимальных количествах от 3 до 3,5% масс. сернокислого алюминия и силиката натрия, а также модифицированного крахмала (3,5-4% масс.) позволяет получить стабильную гелеобразную систему требуемой плотности, лишнную тврдой фазы и дающую кислую реакцию, в результате чего исключаются пептизация и растворение выбуренных глинистых и галогенных пород и тем самым обеспечивается эффективное удаление их из промывочной жидкости.

В таблице 1 представлены разработанные композиции.

Оптимальные процентные соотношения реагентов в растворе подбирались с учетом их совместимости и основных параметров получаемой промывочной жидкости.

Таблица Буровые растворы на основе синтезированной гелевой фазы № Композиция Название Параметры УВ,с Ф, YP, PV, , см3/30 дПа кг/м3 мПас мин 1 4%крахмал+1%NaOH+3,5% Пресный 1080 41 188 Na2SiO3+3,5% Al2(SO4)3 + тех- гельническая вода раствор 2 4%крахмал+1%NaOH+3,5% Солевой 1260 48 205 Na2SiO3+3,5% гельAl2(SO4)3+25%NaCl.+ раствор техническая вода 3 4%крахмал+1%NaOH+3% Гель- 1080 47 190 Na2SiO3+3% Al2(SO4)3 смесь пресная 4 4%крахмал+1%NaOH+3% Гель- 1260 51 210 Na2SiO3+3% Al2(SO4)3 смесь +25%NaCl солевая - плотность раствора, кг/м3; Т - условная вязкость, с;

Ф - фильтрация, см3/30 мин; YP- динамическое напряжение сдвига, дПа;

PV- пластическая вязкость, мПас.

В результате эксперимента было установлено, что при комплексной концентрации Na2SiO3 и Al2(SO4)3 3-3,5% масс. получается буровой раствор с наилучшими показателями по исследуемым параметрам (плотность, условная вязкость, фильтрация, динамическое напряжение сдвига и пластичная вязкость). «Гель-смесь» - сухая полимерная буровая система, которая готовится в экспериментально установленных пропорциях, требующая дальнейшего затворения е дисперсионной средой.

При увеличении концентраций Na2SiO3, Al2(SO4)3, модифицированного крахмала свыше 4% масс. возрастают условная и пластическая вязкости, показатель фильтрации и статическое напряжение сдвига бурового раствора. Снижение количества силиката натрия и алюминия сернокислого менее 2% масс., а модифицированного крахмала менее 3,5% масс. приводит к нежелательному нарушению его структурных свойств.

Проведены исследования по определению показателя фильтрации буровых растворов различных рецептур и величины набухания глин Аглосского месторождения в них, (рис. 2).

Рис. 2. Величина набухания глины и показатель фильтрации:

1-Дистиллированная вода; 2- H2O + 7% бентонит + 0,075% NaOH + 0,2% КМЦ + 18 % BaSO4 ; 3- H2O + 3% бентонит+3,5% Na2SiO3+0,5%КМЦ+3% УЩР+1% ФХЛС; 4- H2O+4% крахмал+1% NaOH+3,5%Na2SiO3+3,5% Al2(SO4)3; 5- H2O+4%крахмал+1%NaOH+3% Na2SiO3+3% Al2(SO4)+25%NaCl; 6- H2O+17,5% бентонит+3,5% УЩР+0,5% KCl; 7- H2O+5%бентонит+0,5%КМЦ+0,25%ПАА+8%нефть; 8- H2O+3% NaOH+8% ксантановая смола+3% крахмал+3%ФК-2000+2% CaCO3;

9-Силикатная система «Вoremax® (Halliburton, Baroid);

а) - показатель фильтрации, Ф, см3/30 мин; б) - величина набухания,V%.

Анализ полученных результатов (см. рис. 2) показал, что в буровых растворах на основе синтезируемых гелей при концентрации 3-3,5% Na2SiO3 и 3-3,5% Al2(SO4)3 величина набухания глинистых частиц снижается в 7 раз, по сравнению с набуханием в дистиллированной воде. Показатель фильтрации для растворов на основе силиката натрия и сернокислого алюминия (композиции №4 и №5) уменьшается более, чем в раза по сравнению с традиционным глинистым раствором (композиция №2).

На рис. 3 показана зависимость кинетики набухания глинистой породы от показателя фильтрации раствора. Исследованы образцы глины Аглосского месторождения в дисперсионной среде, представленной буровыми растворами на основе синтезируемых гелей (№№1 и 2 из табл. 1). Регулирование показателя фильтрации осуществлялось за счт изменения концентраций в растворе силиката натрия и алюминия сернокислого.

Рис. 3. Зависимость фильтрации бурового раствора и величины набухания от процентного содежания силиката натрия и алюминия сернокислого: 1 – показатель фильтрации для солевого бурового раствора с синтезируемой гелевой фазой; 2 – показатель фильтрации для пресного бурового раствора с синтезируемой гелевой фазой; 3-величина набухания глины в солевом буровом растворе с синтезируемой гелевой фазой;

4- величина набухания глины в пресном буровом растворе с синтезируемой гелевой фазой.

Таким образом, разработанные составы буровых растворов на основе синтезируемых гелей, позволяют получить минимальное значение фильтрации (Ф=2,8–3см3/30мин) при комплексном взаимодействии 3-3,5% Na2SiO3 и 3-3,5% Al2(SO4)3 и тем самым оказывают меньшее разупрочняющее действие на породу за счет снижения величины набухания.

На рис.4 показаны результаты исследований скорости размокания породы в различных дисперсионных средах.

Рис. 4 Кинетика размокаемости грунтов:

1 – дистиллированная вода;

2– H2O + 7% бентонит + 0,075% NaOH + 0,2% КМЦ + 18 % BaSO4;

3–H2O + 3% бентонит+3,5% Na2SiO3+0,5%КМЦ+3%УЩР+1%ФХЛС;

4–H2O+4%крахмал+1%NaOH+3% Na2SiO3+3% Al2(SO4)3 +25%NaCl;

5– H2O+4% крахмал+1% NaOH+3,5%Na2SiO3+3,5% Al2(SO4)Анализ этих результатов показывает, что скорость размокания глины в разработанных составах на основе силиката натрия и сернокислокислого алюминия ниже в 8 раз и более по сравнению с дистиллированной водой. Образцы глинистого материала, находящиеся в пресном и солевом растворах на основе силиката натрия и сернокислого алюминия, не разрушились. Размокаемость глины происходила в течение первых 9 ч, далее интенсивность размокаемости снизилась, а затем стабилизировалась и практически не изменялась в течение длительного времени (7 сут.). Поверхность образца глины оказалась покрытой тонкой гелеобразной защитной коркой, что является результатом обменного процесса и образования полурастворимого коллоида – Аl(OH)3 и инертной соли СаSO4, инкапсулирования образца глины и тем самым снижения его гидратирующей и диспергирующей активности.

На основании проведенных исследований следует отметить, что промывочная жидкость на основе образующихся гелей в результате комплексного воздействия компонентов обладает укрепляющим и стабилизирующим действием на породу.

Лабораторные исследования стойкости образцов пластовой соли в предлагаемых растворах показали высокое ингибирующее действие жидкости. Выдержка образцов соли в солевых растворах №2 и №4 (табл.1) в течение 3-х суток с периодическим (1 раз в сутки) прогревом до 90-95% не нарушила их целостности; образцы сохранили форму, размеры и вес. Образцы пластовой соли в насыщенном водном растворе галита за то же время выдержки полностью разрушились.

С целью определения агрегативной устойчивости глин в промывочных жидкостях проводились исследования глиномкости раствора. Для исследования глиномкости растворов отобраны образцы глинистого материала Аглосского месторождения с глубин – 132 м (алевролиты бурого и красно-бурового цвета, загипсованные с вкраплениями гидроокислов марганца) и 314 м (алевритистые зеленовато-серые глины). В буровой раствор с гелевой фазой добавлен глинистый материал с размером частиц менее 1, 1-3 и 3-6 мм.

В ходе проведения исследований выявлено, что с увеличением процента разовой добавки пластовой глины с фракцией менее 1 мм количество перешедшей в раствор глины, то есть содержание тврдой фазы, увеличивалось и приводило к значительным изменениям параметров бурового раствора.

Ингибированные растворы, как правило, угнетают процесс распускаемости глин, однако их диспергирование возможно за счет гидромеханического воздействия жидкости. Насыщение промывочной жидкости глинистой тонкодисперсной фракцией приводит к нежелательному повышению плотности, фильтрационных и структурных показателей. Приведенные данные указывают на необходимость снижения в процессе бурения времени пребывания выбуренной породы в жидкости. Этого можно достичь путм повышения скорости восходящего потока промывочной жидкости в заколонном пространстве скважины.

При введении в раствор более крупных частиц пластовой глины с горизонта 132 м с размером частиц 1-3 мм все физико-механические параметры раствора оказались стабильными. Диспергирование глинистых частиц размером 1-3 мм осуществлялось менее интенсивно, чем частиц размером менее 1 мм.

При введении в пресный гель-раствор 25% пластовой глины, взятой с глубины 314 м с размером менее 1 мм и при длительном перемешивании этой суспензии, абсолютное количество породы, перешедшей в раствор, составляет лишь 10%. Частицы, размер которых 1-3 и 3-6 мм, при разовых добавках 5, 10, 25% в растворе не диспергировали. Пресный буровой раствор на основе синтезируемой гелевой фазы оказывает большее ингибирующее действие, чем солевой. В солевом растворе диспергирование частиц глин размером 1 мм с горизонта 132 м происходит интенсивнее.

Разработанные буровые растворы были исследованы на вискозиметре Брукфильда с целью изучения псевдопластических свойств системы при низких гидродинамических сопротивлениях. На рис. представлены полученные в результате исследований показатели эффективной вязкости. Основной особенностью данной системы является уникальный реологический профиль: значительное увеличение вязкости раствора при низких скоростях течения, низкая вязкость при высоких скоростях сдвига. Быстрый набор прочности структуры способствует повышению выносящей способности бурового раствора и расширяет возможности направленной кольматации флюидонасыщенных пластов. Увеличение эффективной вязкости растворов на основе синтезируемой гелевой фазы при низких скоростях течения благоприятно сказывается на качестве очистки ствола скважины и удерживающей способности раствора.

Рис. 5. Изменение эффективной вязкости при низких скоростях сдвига: 1 – композиция №3; 2 – композиция №Проведенные исследования показывают эффективность разработанных буровых растворов по отношению к неустойчивым глинистым породам.

В третьей главе раскрывается механизм регулируемой кольматации составами с синтезируемой гелевой фазой и по результатам испытаний флюидонасыщенных образцов оценивается изолирующая способность растворов. Разработка и совершенствование способов регулируемой кольматации и закупорки проницаемых пластов при вскрытии их бурением должны отвечать определенным требованиям: кольматация стенок ствола скважины при вскрытии проницаемых пород должна быть управляемой; время существования кольматационной зоны может быть либо ограничено периодом цементирования, освоения и эксплуатации скважины для интервала продуктивного пласта, либо быть более продолжительным для интервала залегания других пластов, содержащих агрессивные пластовые флюиды. Физико-химическая природа процесса кольматации ствола скважины сложна, так как в этом явлении переплетаются происходящие в порах породы процессы коагуляции крупных взвешенных частиц, флокуляции коллоидов и различные виды сорбции растворенных в воде солей.

Исследования кольматации в динамических условиях проводились на образцах керна Аглосского месторождения на установке УИПК. По полученным данным проводилась качественная оценка кольматации по предложенному автором коэффициенту наджности кольматации (рис.6).

Рис.6.Коэффициент наджности кольматации и глубина проникновения фильтрата раствора в керн (радиус керна-30х10-3м):

1.H2O + 7% бентонит + 0,075% NaOH + 0,2% КМЦ + 18 % BaSO4;

2.H2O + 3% бентонит+3,5% Na2SiO3+0,5%КМЦ+3% УЩР+1% ФХЛС;

3.H2O+4% крахмал+1% NaOH+3,5%Na2SiO3+3,5% Al2(SO4)3;

4.H2O+%крахмал+1%NaOH+3% Na2SiO3+3% Al2(SO4)3 +25%NaCl;

5.H2O+17,5% бентонит+3,5% УЩР+0,5% KCl;

6.H2O+5% бентонит+0,5%КМЦ+0,25%ПАА+8%нефть;

7.H2O+3% NaOH+8% ксантановая смола+3%крахмал+ +3%ФК-2000+2%CaCO3; 8.Силикатная система «Вoremax® (Halliburton, Baroid) Экспериментальная оценка закупоривающего (блокирующего) действия фильтрата бурового раствора основана на определении проницаемости образца керна до и после воздействия на него К ППО фильтратом бурового раствора: КН.К.=, где КППО – коэффициК ППП ент потери проницаемости при обратной фильтрации,%; КППП – коэффициент потери проницаемости при прямой фильтрации, %.

К КП К КО КППП= 100% ; КППО= 100%, где К- исходная проК К ницаемость керна, мД; КО – проницаемость керна при обратной фильтрации, мД; КП – проницаемость керна при прямой фильтрации после кольматации, мД.

Для водонасыщенных образцов процесс кольматации песчаника при перепаде давления 3 МПа заканчивается за 60 мин. За это время осуществляется полная изоляция пористой среды гелевой фазой раствора. Разработанные растворы на основе взаимодействия силиката натрия и сернокислого алюминия имеют высокий коэффициент надежности кольматации водонасыщенного песчаника, равный 0,97.

Несмотря на незначительную глубину проникновения (10-12 мм), поровые каналы керна надежно закольматированы гелем с пространственной коагуляционной решткой, образовавшимся в результате взаимодействия силиката натрия и сернокислого алюминия.

Формирование качественной фильтрационной корки характеризуется высокими значениями мгновенной фильтрации (Ф75-100°С=10-15 см3/30 мин) для растворов на основе синтезируемой гелевой фазы.

Таким образом, внутри скелета породы образуется низкопроницаемый экран с высоким коэффициентом наджности кольматаци, который позволяет предотвратить проникновение фильтрата бурового раствора в пласт, повышает устойчивость ствола скважины при бурении глинистых пород и ограничивает приток флюида из пласта в скважину.

В четвертой главе представлены результаты опробования разработанного бурового раствора на Аглосском месторождении ОАО «Самаранефтегаз» при строительстве эксплуатационных скважин №№ 184, 185, 189. В работе представлены термограммы по геологическому разрезу пород стенок скважин. Разработанные буровые растворы с синтезируемой гелевой фазой термостабильны до 100°С, что позволило производить все технологические операции без осложнений с необходимым качеством выполнения требований групповых рабочих проектов. Анализ результатов интерпретации материалов геофизических исследований скважин указывает на то, что величина зоны кольматации не превышает 10-15 мм.

Выполненная экономическая оценка предлагаемых разработок позволяет получить значительный экономический эффект.

Основные выводы и рекомендации Таким образом, представленная диссертация является законченной научно-квалификационной работой, в которой содержится решение научно-технической задачи – обоснования и получения промывочных жидкостей на основе синтезированных гелей для вскрытия неустойчивых горных пород, что имеет существенное народнохозяйственное значение для нефтегазовой отрасли.

При выполнении диссертационной работы получены следующие выводы:

1. Разработанные составы на основе синтезированных гелей позволяют повысить качество вскрытия неустойчивых горизонтов путем управления их фильтрационными и структурно-механическими свойствами.

2. Полученные буровые растворы обеспечивают получение стабильной гелеобразной системы достаточной плотности, лишнной тврдой фазы и имеющей кислую реакцию, в результате чего исключаются пептизация и растворение выбуренных глинистых и галогенных пород и тем самым улучшается их очистка. Введение в состав раствора недорогих и доступных реагентов Na2SiO3 в количестве 3-3,5%масс. и Al2(SO4)3 3-3,5%масс. снижает фильтрацию без ухудшения его реологических характеристик 3. Интенсивность набухания глинистой породы снижается в 7 раз (по сравнению с набуханием в воде) в растворе на основе комплексного сочетания реагентов Na2SiO3 и Al2(SO4)3, стабилизированного модифицированным крахмалом в количестве 4%.

4. В результате проведенных экспериментов на флюидонасыщенных песчаниках разработаны схемы расчта коэффициентов наджности кольматации. По полученным данным оценивается кольматирующее действие промывочных жидкостей разного типа на характеристики флюидонасыщенных пород.

5. Разработанный буровой раствор на основе синтезируемых гелей обладает высоким коэффициентом наджности кольматации водонасыщенного песчаника (Кнк=0,97), что свидетельствует об устойчивой внутрипоровой кольматации породы.

6. Буровой раствор на основе комплексного взаимодействия реагентов Na2SiO3 и Al2(SO4)3 отвечает условиям скважин Аглосского месторождения.

Основное содержание диссертации отражено в следующих наиболее значимых печатных работах:

1. Нечаева О.А., Живаева В.В. Промывочная система для бурения скважин в осложннных условиях //Экспозиция. Нефть. Газ, 2011.- №1Н.- С.37-38.

2. Нечаева О.А., Живаева В.В. Изучение параметров гельраствора для бурения солесодержащих и неустойчивых горных пород// Бурение и нефть, 2009. - № 10. - С. 33-36.

3. Нечаева О.А., Живаева В.В. Изучение свойств малоглинистого полимерного раствора на основе МФ-17 для бурения неустойчивых горных пород// Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море, 2009. - № 9. - С. 28-32.

4. Нечаева О.А., Камаева Е.А., Живаева В.В.Промывочные жидкости временно кольматирующего действия для вскрытия продуктивного пласта//Международный журнал экспериментального образования, 2010.-№ 9.- С. 136-139.

5. Нечаева О.А., Камаева Е.А., Живаева В.В. Создание регулируемого кольматационного экрана при вскрытии продуктивного пласта//Актуальные проблемы и инновации в экономике, управлении, образовании, информационных технологиях//Материалы международной научной конференции. Ставрополь, 2011, Вып. 6, том 1.- С. 39-6. Нечаева О.А., Живаева В.В. Безглинистые промывочные системы для бурения скважин в осложннных условиях//Эфиры целлюлозы и крахмала, другие новые химические реагенты и композиционные материалы как основа успешного сервиса и высокого качества технологических жидкостей для строительства, эксплуатации и капитального ремонта нефтяных и газовых скважин//Материалы XV Международной научно-практической конференции, Суздаль, 2011.- С. 87-7. Нечаева О.А., Живаева В.В. Кольматационные процессы при бурении скважин//Международный журнал прикладных и фундаментальных исследований, 2009. - № 6. - С. 64.

8. Нечаева О.А., Живаева В.В. Кольматационные свойства гельраствора//Международный журнал прикладных и фундаментальных исследований, 2009. - № 5. - С. 75-76.




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

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.