Дифференциальный прихват что это

Стенки ствола скважины действуют подобно фильтру, задерживая твердые частицы, которые находятся в растворе. Со временем, твердая фаза накапливается, образуя фильтрационную корку. Фильтрационная корка действует как барьер для дальнейшей миграции фильтрата в формацию. В некоторый момент времени фильтрационная корка становится достаточно толстой и полностью изолирует формацию от дальнейшего протекания фильтрата в породу. С этого момента фильтрационная корка перестает расти, т. к. фильтрат больше не проникает в формацию.

На рост фильтрационной корки и ее конечную толщину влияет множество факторов.

а) большее дифференциальное давление ускорит рост фильтрационной корки. Конечная фильтрационная корка будет толще, т. к. в этом случае необходимо сильнее противостоять более высокому давлению раствора.

b) При возрастании концентрации твердых осколков бурения в растворе, фильтрационная корка становится более пористой и проницаемой. Это ускоряет ее рост и увеличивает ее конечную толщину. Идеальной может считаться тонкая, твердая фильтрационная корка, образовавшаяся только из твердой фазы бурового раствора.

с) Чем меньше потеря воды или фильтрата из бурового раствора, тем тоньше и тверже будет фильтрационная корка.

В случае бурения песчаника при высоком давлении раствора, дифференциальное давление может быть достаточно большим для образования мощной фильтрационной корки и прихвата КНБК во время бурения. Пример 1 в конце этой главы иллюстрирует это. Наилучшим вариантом в этом случае может быть точное определение порового давления и снижение по возможности веса бурового раствора или установка обсадной колонны.

При бурении может образовываться эрозия фильтрационной корки, связанная с воздействием некоторых частей колонны на некоторые участки ствола. Однако, это влияет лишь на небольшой участок ствола скважины. При спускоподъемных операциях так же может быть поврежден какой – то участок фильтрационной корки. Наилучшим способом борьбы с коркой является такой, при котором большая часть корки удаляется из скважины.

Влияние осколков породы на толщину фильтрационной корки

КОНЦЕНТРАЦИЯ ТВЕРДЫХ ОСКОЛКОВ ПОРОДЫ

при высокой концентрации мелких осколков породы фильтрационная корка получается толстойтвердая фаза раствора

осколки породыНИЗКАЯ

КОНЦЕНТРАЦИЯ ТВЕРДЫХ ОСКОЛКОВ ПОРОДЫ

при малой концентрации осколков породы, фильтрационная корка получается тонкой и это уменьшает вероятность дифференциального прихвата

Эрозия фильтрационной корки

При бурении, одна сторона бурильной колонны давит на одну сторону ствола. вращение трубы приводит к истиранию части фильтрационной корки.Эрозия от вайпера

При спускоподъемных операциях вайпера, стабилизаторы и долото разрушают большую часть фильтрационной корки проходя через нее.Калибровка ствола

Калибровка ствола – наилучший метод удаления фильтрационной корки, но, требует очень много времени

· Проницаемые формации в открытом стволе.

· Толстая фильтрационная корка (большая потеря воды /высокая концентрация твердой фазы / большое дифференциальное давление).

· Большое дифференциальное давление в районе проникаемой формации.

· Высокое значение крутящего момента / затяжки после того как колонна оставалась неподвижной.

· Чем дольше соединение, тем больше затяжка (развивается фильтрационная корка).

· Скважина достигла района истощенного резервуара.

· Перед прихватом колонна находилась в неподвижном состоянии.

· Возможна полная циркуляция, но изменения прокачки ничего не меняет.

· КНБК проходит толстый слой проникаемой формации.

· Избыток давления в районе КНБК .

· Силы прихвата становятся больше со временем. превентивные действия

а) Идентификация любой проникаемой формации, способной привести к возникновению дифференциального прихвата.

b) Оценка давления проникаемой формации с использованием данных с близко расположенных скважин, доступных RFT, DST или текущих значений параметров со своей скважины.

с) При высокой вероятности возникновения дифференциального прихвата, подумайте об изменении компоновки колонны или об изменении плана обсадки.

d) Запланируйте заблаговременное использование смазывающих веществ. Такого рода жидкость должна быть в месте возникновения дифференциального прихвата. Исследования показывают, что смазывающие жидкости должны быть на месте возникновения прихвата в течение 4 часов, иначе вероятность освободить колонну становится менее 10%.

е) Необходимо иметь на буровой оборудование высококачественной очистка бурового раствора для контролирования концентрации твердых частиц.

f) Применяйте наименьшие наружные диаметры бурильных труб для того, чтобы свести к минимуму площадь контакта с фильтрационной коркой.

НО : Уменьшая наружный диаметр бурильных труб, необходимо помнить о затрубных скоростях и очистке забоя.

Мероприятия на буровой.

а) Поддерживайте вес бурового раствора на минимально безопасном уровне. Как можно точно соблюдайте правило : давление необходимо поддерживать таким, чтобы дифференциальное давление было равно 200 psi. Это поможет держать минимальное давление в районе высокой проницаемости. Когда возникнут проблемы с сопротивлением при спускоподъемных операциях, снижайте вес бурового раствора небольшими “ шагами “

(0,3 ppg) и проследите за развитием улучшения положения с затяжкой. Внимательно следите за проявлением признаков выброса при уменьшении веса раствора.

b) Следите за дифференциальным давлением при прохождении проницаемых формаций настолько аккуратно, насколько это возможно. Это лучше делать путем вычерчивания профиля давления для открытой скважины.

с) Поддерживайте прочный, тонкий слой фильтрационной корки и следите за тем, чтобы содержание солей в растворе было минимальным.

d) Используйте бурильные трубы с винтовыми поверхностями и сводите к минимуму нестабилизированные секции КНБК.

е) Если нет проблем с трением колонны о стенки скважины, то подумайте о применении некалиброванных стабилизаторов и остерегайтесь пользоваться ими.

f) Старайтесь все время поддерживать колонну в движении. Предпочтительным является возвратнопоступательное движение, поскольку при этом возможно измерять затяжку. При невозможности осуществления такого движения – вращайте колонну. Это лучше, чем оставлять ее неподвижной.

g) Длину КНБК старайтесь сделать как можно короче. Пользуйтесь утяжеленными бурильными трубами вместо применения длинной секции нестабилизированных труб.

h) Избегайте исследование скважины методами, требующими неподвижного положения колонны в течение длительного периода времени. (применяйте MWD).

I) Частые спускоподъемные операции вайпера через проницаемые зоны соскабливают фильтрационную корку и могут помешать сделаться ей слишком толстой.

Источник

Дифференциальный прихват

Прихват дифференциального давления встречается только в зоне проницаемой формации, такой как, например, песок. Причиной прихвата может служить одна из следующих возможных причин.

1. Прихват колонны случается, когда ее часть входит в контакт со стенкой ствола и прижимается к фильтрационной корке. На контактирующую часть поверхности колонны с фильтрационной коркой давит гидростатическое давление столба бурового раствора.

2. Разница давления столба бурового раствора и давления в формации действует на площадь колонны, находящейся в контакте с фильтрационной коркой стенки ствола скважины и эта сила удерживает колонну около этого места.

Затяжка, вызванная прихватом дифференциального давления, может быть вычислена перемножением дифференциального давления, площади контакта и фактора трения следующим образом:

давление раствора (psi)

давление в формации (psi)

площадь контакта (кв. дюйм)

фактор трения (безразмерная величина)

Дифференциальный прихват Образование перемычки в течение времени

Предположим, мы имеем контакт буровой трубы по всей окружности с песком, толщина которого равна 10 футов на длине 3 дюйма. Это дает площадь контакта в 360 кв. дюймов.

Опыт показывает, что величина фактора трения находится в пределах от 0.15 до 0.50. Для этого примера мы возьмем 0.15. Затяжка = 2184 psi х 360 in 2 x 0.15 => 117,936.00 Ibs => 118Klbs

Дополнительная затяжка в 118 Кфнт легко может быть интерпретирована как увеличение фрикционных сил в стволе скважины и означает разницу между нормальным состоянием и зажатием колонны вследствие возросших фрикционных сил.

* В действительности, для того, чтобы быть точными, нам следовало бы использовать проекцию площади контакта на горизонтальную плоскость. Однако, это труднее для визуализации и здесь, для простоты, мы этого не делаем.

3. Толщина фильтрационной корки: Чем толще фильтрационная корка, тем больше площадь контакта с бурильными трубами и сильнее результирующая сила дифференциального прихвата. Ниже приводится иллюстрация к образованию фильтрационной корки.

Рис. 7.12 Образование фильтрационной корки

а) Для того, чтобы фильтрационная корка могла образоваться, необходимо, чтобы гидростатическое давление столба раствора было больше давления в формации и формация должна быть проницаемой.

б) По мере миграции фильтрата в проницаемую формацию, стенки ствола действуют подобно экрану и препятствуют прохождению твердых частиц раствора. Эти твердые частицы скапливаются и образуют фильтрационную корку.

с) Утолщение фильтрационной корки приводит к образованию барьера, который уменьшает величину протекающего в формацию фильтрата. По мере уменьшения потерь фильтрата, образование фильтрационной корки замедляется и самопроизвольно прекращается.

Для образования фильтрационной корки необходимо, чтобы давление раствора было больше, чем давление в формации и, чтобы формация была проницаема. Фильтрационная корка образуется в течение определенного периода времени. Во время бурения формации долотом, жидкая фаза раствора, захватывая фильтрат начинает просачиваться в породу.

Стенки ствола скважины действуют подобно фильтру, задерживая твердые частицы, которые находятся в растворе. Со временем, твердая фаза накапливается, образуя фильтрационную корку. Фильтрационная корка действует как барьер для дальнейшей миграции фильтрата в формацию. В некоторый момент времени фильтрационная корка становится достаточно толстой и полностью изолирует формацию от дальнейшего протекания фильтрата в породу. С этого момента фильтрационная корка перестает расти, т.к. фильтрат больше не проникает в формацию.

На рост фильтрационной корки и ее конечную толщину влияет множество факторов.

a) большее дифференциальное давление ускорит рост фильтрационной корки. Конечная фильтрационная корка будет толще, т.к. в этом случае необходимо сильнее противостоять более высокому давлению раствора.

b) При возрастании концентрации твердых осколков бурения в растворе, фильтрационная корка становится более пористой и проницаемой. Это ускоряет ее рост и увеличивает ее конечную толщину. Идеальной может считаться тонкая, твердая фильтрационная корка, образовавшаяся только из твердой фазы бурового раствора.

c) Чем меньше потеря воды или фильтрата из бурового раствора, тем тоньше и тверже будет фильтрационная корка.

В случае бурения песчаника при высоком давлении раствора, дифференциальное давление может быть достаточно большим для образования мощной фильтрационной корки и прихвата КНБК во время бурения. Наилучшим вариантом в этом случае может быть точное определение порового давления и снижение по возможности веса бурового раствора или установка обсадной колонны.

4. Если труба остается в неподвижном состоянии в течение длительного периода времени и при этом контактирует с песком, то ситуация становится еще более плохой. Фильтрационная корка стремится опоясать трубу и, таким образом, увеличить площадь контакта. Теперь площадь контакта возрастает и увеличивается фактор трения т.к. появляется зона фильтрационной корки не контактирующая напрямую с буровым раствором. В результате, требуется гораздо большая затяжка для освобождения колонны.

Рис. 7.13 Влияние осколков породы на толщину фильтрационной корки.

Эрозия от бурильной трубы Эрозия от вайпера Калибровка ствола

Рис. 7.13-15 Эрозия фильтрационной корки.

Настораживающие признаки:

• Проницаемые формации в открытом стволе.

• Толстая фильтрационная корка (большая потеря воды /высокая концентрация твердой фазы / большое дифференциальное давление).

• Большое дифференциальное давление в районе проницаемой формации.

• Высокое значение крутящего момента / затяжки после того как колонна оставалась неподвижной.

• Чем дольше соединение, тем больше затяжка (развивается фильтрационная корка).

• Скважина достигла района истощенного резервуара.

Идентификация прихвата:

• Перед прихватом колонна находилась в неподвижном состоянии.

• Возможна полная циркуляция, но изменения прокачки ничего не меняет.

• КНБК проходит толстый слой проницаемой формации.

• Избыток давления в районе КНБК.

• Силы прихвата становятся больше со временем

Дата добавления: 2017-01-08 ; просмотров: 5245 ; ЗАКАЗАТЬ НАПИСАНИЕ РАБОТЫ

Источник

Дифференциальный прихват что это

А.Я. ТРЕТЬЯК, д. т. н., академик РАЕН,

Ю.М. РЫБАЛЬЧЕНКО, к. т. н., доцент,

С.И. ЛУБЯНОВА, ст. преподаватель,

Ю.Ю. ТУРУНТАЕВ, магистр, Южно-российский государственный политехнический университет (Новочеркасский политехнический институт) им. М.И. Платова

Приведена общая характеристика прихватов. Показано, что наибольшее число осложнений происходит по причине дифференциальных прихватов. Подробно рассмотрен дифференциальный прихват и способы его ликвидации. Предложен на уровне изобретения буровой раствор с высокой смазывающей и антиприхватной способностью. Выполненные лабораторные испытания подтвердили высокое качество бурового раствора, что позволяет рекомендовать его для широкого внедрения в практику буровых работ, особенно при бурении наклонных и горизонтальных скважин в сложных условиях.

При сооружении наклонно-направленных скважин с горизонтальным участком ствола приходится

сталкиваться практически со всеми видами осложнений, наиболее частым из которых являются прихваты.

Исторически разделяют прихваты на обусловленные механическим взаимодействием и дифференциальные. Согласно современной терминологии прихваты, обусловленные механическим воздействием, разделяются на две отдельные категории, а именно: прихваты шламом или обвалившейся породой и заклинивание на участках со сложной геометрией ствола. Доля дифференциальных прихватов составляет 80%, а 20% приходится на прихваты, обусловленные механическим взаимодействием и неисправностью оборудования.

прихватов шламом или обвалившейся породой является некачественная очистка или слабая устойчивость стенок скважины.

Дифференциальный прихват возникает, когда под действием разности давлений в скважине и в

проницаемом пласте неподвижная бурильная колонна вдавливается в фильтрационную глинистую корку, образовавшуюся на открытой поверхности этого пласта. Трение между бурильной колонной и породой пласта возрастает настолько, что сдвинуть колонну с места становится невозможно. Такие прихваты возникают намного чаще в скважинах, пересекающих истощенные продуктивные пласты. И если бурильная колонна долго остается неподвижной, почти всегда возникает дифференциальный прихват.

Заклинивание на участках со сложной геометрией ствола происходит там, где форма КНБК не соответствует форме ствола. Иногда КНБК не может свободно пройти через такой участок. Если же КНБК продвигают в такой участок под большой нагрузкой, возможен прихват.

Другими словами, прихваты на участках со сложной геометрией ствола возникают при перемещении бурильной колонны вверх или вниз по стволу.

Правильное определение проблемы является первым шагом в процессе ее решения. Поэтому процесс ликвидации прихвата начинается с определения его механизма. После определения механизма можно немедленно приступать к ликвидации прихвата.

Совершенно необходимо как можно быстрее и правильнее выполнить начальные действия. Что бы ни было причиной прихвата – со временем ситуация осложняется. По статистике, в 50% всех случаев прихваченную колонну удается освободить в течение первых четырех часов после возникновения прихвата, в то время как по истечении первых четырех часов этот показатель снижается до

10%. Освобождением колонны решение проблемы не заканчивается. Завершающей стадией процесса решения любой проблемы является анализ и оценка выполненных действий для того, чтобы можно было извлечь урок и усовершенствовать свою работу. После того как установлен механизм прихвата, можно выполнять начальные действия по освобождению прихваченной колонны.

если произошел прихват шламом или обвалившейся породой, то необходимо:

1. Сбросить давление, возросшее из-за образования пробки, а затем создать небольшое давление (слишком большое давление вдвинет КНБК, как поршень, дальше в пробку). Небольшое давление требуется для того,

чтобы восстановить циркуляцию, если удастся сдвинуть колонну с места).

2. Приложить крутящий момент и произвести удар

вниз яссом. Если ясс не включен в компоновку или не работает, приложить крутящий момент и максимальную осевую нагрузку, чтобы сдвинуть бурильную

колонну в направлении, противоположном тому, в котором она двигалась до прихвата. Если попытаться приподнять бурильную колонну, она еще дальше зайдет в пробку. Цель заключается в том, чтобы сместить колонну и восстановить циркуляцию, чтобы размыть пробку и вынести материал пробки вверх

3. Если удастся восстановить циркуляцию в какой-то степени, нужно увеличить расход до максимума, который возможен без поглощения. Продолжать циркуляцию, пока скважина не будет очищена.

4. Проработать интервал прихвата и вернуть инструмент на забой, промыть скважину перед спуском обсадной колонны или скважинных приборов.

если произошел дифференциальный прихват, то необходимо:

1. Немедленно приложить максимальный крутящий момент и довести его до места прихвата.

2. Продолжать циркуляцию с максимально допустимым расходом (выполнять одновременно с приложением крутящего момента). (Если в компоновку включен

ясс, то на время удара вниз снизить подачу насоса до минимума, чтобы не противодействовать удару).

3. Поддерживая крутящий момент, резко разгрузить колонну, создавая максимальную осевую нагрузку. Ни в коем случае нельзя пытаться приподнять колонну! (Это приведет только к осложнению прихвата, а натяжение колонны уменьшит значение крутящего момента, который можно безопасно приложить к бурильной колонне).

если произошло заклинивание на участке со сложной геометрией ствола, то необходимо:

Есть несколько факторов, способствующих возникновению дифференциального прихвата: проницаемые пласты, репрессия, толстая фильтрационная корка, контакт колонны со стенкой скважины, неподвижное состояние колонны, время, поперечная нагрузка, невнимательность бурильщика.

Обычно для возникновения дифференциального прихвата требуется наличие шести первых факторов.

Если присутствуют только пять из них, то прихват маловероятен. Седьмой фактор, поперечная нагрузка, не является обязательным для возникновения прихвата, но он весьма способствует этому. Все эти факторы оказывают влияние на обусловленную дифференциальным давлением силу, прижимающую колонну к стенке скважины с фильтрационной коркой. Рассмотрим каждый из этих факторов отдельно.

Дифференциальный прихват может произойти только в интервале проницаемого пласта. Прихват внутри обсадной колонны невозможен за исключением тех случаев, когда в ней появились каналы жидкости, например, перфорационные отверстия или негерметичности вследствие износа. Проницаемые пласты могут быть сложены, например, песчаниками

и трещиноватыми породами. Возможен прихват в интервале глинистых пород, если они рассечены трещинами и проницаемы. Иногда прихваты возникают в обсадной колонне, в интервале перфорации или в местах потери герметичности вследствие внутреннего износа.

Если в разрезе нет проницаемого пласта, то не будет фильтрационной корки и дифференциального давления.

Для возникновения дифференциального прихвата пласт не обязательно должен иметь высокую проницаемость. Он должен лишь быть достаточно проницаемым для образования фильтрационной корки. Фильтрационная корка представляет собой «засоренный слив», через который протекает фильтрат бурового раствора. Поэтому проницаемость пласта должна быть лишь такой, чтобы обеспечить отток фильтрата от фильтрационной корки. Таким образом, нужно больше беспокоиться о проницаемости фильтрационной корки, чем о проницаемости пласта. Неконсолидированные пласты обычно имеют более высокую проницаемость,

и на их поверхности образуется более проницаемая фильтрационная корка, чем на консолидированных пластах. Чем выше проницаемость, тем больше опасность возникновения дифференциального прихвата.

Однако проницаемость способствует возникновению дифференциального прихвата в меньшей степени, чем некоторые другие факторы.

Репрессия способствует возникновению дифференциального прихвата в наибольшей степени. Это объясняется тем, что она больше других факторов влияет на силу, прижимающую колонну к стенке скважины с фильтрационной коркой. Эта сила равна произведению дифференциального давления на площадь поверхности контакта:

где Fпр – прижимающая сила Н, Pдиф – дифференциальное

давление, Па, S – площадь поверхности контакта, м2.

Очевидно, что более высокое дифференциаль- ное давление создает большую прижимающую силу. Важно отметить, что дифференциальное давление,

прижимающее бурильную колонну к стенке скважины с фильтрационной коркой, не равно репрессии.

Репрессия означает превышение давления в скважине над пластовым давлением. Под дифференциальным

Дифференциальный прихват происходит в интервалах проницаемых пластов (песчаников, алевролитов, мела) при фильтрации бурового раствора. Графически механиз возникновения прихвата во время бурения представлен на рис. 1. Одно из основных условий возникновения прихвата – превышение забойного (гидростатического) давления над давлением в проницаемом коллекторе, которое существует всегда, поскольку это неизменное условие бурения скважины. Второе непременное

условие возникновения дифференциального прихвата

– нахождение инструмента в неподвижном состоянии (при наращивании и т.д.) в интервале проницаемого пласта. В зависимости от интенсивности фильтрации дифференциальный прихват может возникнуть в течение считаных минут при указанных условиях.

Дифференциальный прихват является аварийной ситуацией при строительстве скважин, поэтому существует множество инструкций по предупреждению и борьбе с прихватами, включающих следующие мероприятия:

• использование высококачественных буровых растворов с высокой смазывающей способностью, дающих тонкие плотные корки на стенках скважины;

• обеспечение максимально возможной скорости восходящего потока бурового раствора;

• обеспечение полной очистки бурового раствора от обломков выбуренной породы;

• регулярное прорабатывание в процессе бурения зоны возможного интенсивного образования толстых корок;

• утяжеление бурового раствора при вращении бурильной колонны;

• отслеживание температуры раствора, так как ее резкое снижение свидетельствует о появлении размыва резьбовых соединений в колонне бурильных труб выше долота;

• использование профилактических добавок в утяжеленные буровые растворы: нефть (10–15%), графит (не более 0,8%), поверхностно-активные вещества;

• установка гидравлических и механических яссов,

• установка различных жидкостных ванн на основе как водных растворов солей или кислот, так и углеводородов [1].

Принцип ликвидации дифференциального прихвата заключается в снижении градиента (перепада) давления на стенку скважины в направлении проницаемого пласта путем разупрочнения и разрыхления фильтрационной корки, находящейся в зоне дифференциального прихвата. Наиболее эффективный способ заключается

в проникновении антиприхватной жидкости сквозь фильтрационную корку бурового раствора путем растрескивания, что позволяет сделать ее проницаемой для углеводорода за счет образования в ней каналов большого диаметра, и, как следствие,

увеличения фильтрации жидкости в зоне прихвата. По образовавшимся каналам углеводородная жидкость поступает из скважины в поры пласта и снижает перепад давления в системе «скважина – пласт», что приводит к «освобождению» от дифференциального

прихвата. Для ускорения растрескивания и фильтрации антиприхватной жидкости необходимы специальные поверхностно-активные добавки, позволяющие облегчить проникновение углеводородного носителя через фильтрационную корку.

Детальное изучение технологии бурения скважин, геологических осложнений и аварий на Ямбургском газоконденсатном месторождения (ЯГКМ) позволяет сделать вывод о том, что применяемый для промывки скважины буровой раствор не удовлетворяет в полной мере высоким требованиям, необходимым для проходки вязких глин, особенно в наклонно-направленных и горизонтальных скважинах. И, как результат, происходит образование на стенках скважины некачественной полимерглинистой корки, обладающей невысокими фильтрующими и ингибирующими свойствами,

что и является основной причиной возникновения дифференциальных прихватов.

Сотрудниками кафедры «Нефтегазовые техника и технологии» ЮРГПУ (НПИ) предложен комплексный по свойствам, многокомпонентный, высокомолекулярный ингибирующий раствор, обладающий высокими смазывающими, фильтрационными, крепящими свойствами с качественными реологическими параметрами. Буровой раствор предназначен для бурения нефтегазовых наклонно-направленных и горизонтальных скважин, представленных мощными отложениями высоковязких глин, склонных к набуханию и разупрочнению, в том числе с изменением целостности ствола скважины.

Поставленная задача решается за счет того, что буровой раствор для бурения скважин, включающий полианионную целлюлозу, хлористый калий, барит, бишофит, феррохромлигносульфонат, метилсиликонат калия, ацетат калия, пеногаситель, воду, дополнительно содержит мраморную крошку, отходы растительного масла, ГКЖ-11, сульфанол, при следующем соотношении компонентов, мас. %: мраморная крошка

– 5–10, полианионная целлюлоза – 2–10, сульфанол

– 2–5, хлористый калий – 2–5, метилсиликонат калия – 1–4, ацетат калия – 1,5–4, бишофит – 2–5,

феррохромлигносульфонат – 1–5, ГКЖ-11 – 2–5, барит

– 0,5–5, пеногаситель – 0,5–1, жидкая фаза – остальное, причем жидкая фаза включает отходы растительного масла и воду в соотношении мас. %: 55/45–80/20.

Технический результат – улучшение крепящих, смазочных и противоприхватных свойств бурового раствора на ингибирующей основе при одновременном улучшении коэффициента восстановления первоначальной проницаемости продуктивного пласта путем повышения ингибирующей и гидрофобизирующей способности фильтрата раствора и, как результат, – отсутствие образования желобов и дифференциальных прихватов в стволе скважины, повышение устойчивости ствола наклонно-направленных и вертикальных скважин.

В настоящее время подана заявка на изобретение по составу бурового раствора. Улучшение ингибирующего качества раствора достигается за счет повышения его крепящего действия. В механизме синергетического эффекта лабораторно подтверждена составляющая доля действия каждого реагента. Достигается это за счет введения в раствор реагентов – ингибиторов набухания глин: хлористый калий (KCl), бишофит (MgCl ∙ 6Н2O), ацетат калия (СН3СООК), кремнийорганическая жидкость (ГКЖ-11), феррохромлигносульфонат (ФХЛС), метилсиликонат калия (CH3SiO2K). Сочетание именно этих шести основных реагентов-ингибиторов представляет найденную наиболее синергетически выгодную их комбинацию для бурения скважин в осложненных условиях.

Выявлены зависимости пластической вязкости, динамического напряжения сдвига и фильтрации раствора от концентрации в нем применяемых ингибирующих реагентов: КС1, бишофит, ацетат калия, ГЖК-11, метилсиликонат калия, ФХЛС. В качестве растительных масел могут использоваться отходы, получаемые при изготовлении соевого, подсолнечного, хлопкового, кукурузного, рапсового и других масел.

Сульфанол выполняет функцию эмульгатора, который представляет собой синтетическое ПАВ анионактивного типа в виде порошка, хорошо растворимое в воде, образующее прочную эмульсию. Мраморная крошка является структурообразователем. Полианионная целлюлоза (ПАЦ 85/700) служит регулятором фильтрации. В качестве пеногасителя чаще всего используется «Пента- 465». Барит как утяжелитель применяется в количестве от 0,5% до 10%.

Реологические показатели раствора способствуют улучшению состояния ствола скважины и эффективному выполнению гидравлической программы промывки скважины [2, 3, 4].

Предложен комплексный по свойствам, многокомпонентный, высокомолекулярный ингибирующий раствор, обладающий очень высокими смазывающими, фильтрационными, крепящими свойствами с качественными реологическими параметрами. Результаты лабораторных исследований представлены в табл. 1.

Предлагаемый буровой раствор готовится непосредственно в полевых условиях, на имеющемся оборудовании. Все необходимые химреагенты предварительно завозятся на буровую. Сначала приготавливается раствор из мраморной крошки

и воды, который обрабатывается полианионной целлюлозой. Все остальные химреагенты вводятся в растворомешалку с постоянным перемешиванием. Порядок загрузки химреагентов следующий: продукт переработки растительного масла, KCl, ФХЛС, CH3COOK,

CH3SiO2K, MgCl ∙ 6H2O, сульфанол, ГКЖ-11, пеногаситель,

барит. Определение реологических характеристик бурового раствора осуществляется по стандартным методикам. Буровой раствор необходимо обрабатывать рекомендуемыми химреагентами после 4-ступенчатой очистки. Для приготовления раствора применяется диспергатор высокого давления.

Механизм ингибирования заключается в следующем: при введении в буровой раствор ингибирующих добавок происходит физико-химическое воздействие глины и катиона, который замещает свободные, отрицательно заряженные участки в кристаллической

решетке глинистых частиц. При катионном обмене активизируются ранее пассивные участки глин. Адсорбция на глинистых частицах катион

ингибирующего реагента повышает их устойчивость к увлажнению, снижает набухание и разупрочнение глин.

Одним из основных условий сохранения устойчивости стенок скважины является обеспечение минимально возможного показателя фильтрации до 0 см3/30 мин.

Это условие выполняется с помощью полианионной целлюлозы (ПАЦ 85/700).

Установлено, что основную роль в интенсификации процесса разупрочнения глин играет не исходная влажность, а насыщение фильтратом бурового раствора под действием репрессии на пласт. Поглощение фильтрата бурового раствора происходит не столько под действием перепада давления в системе «скважина – пласт», сколько в результате физико-химического воздействия, развивающегося в самой глинистой породе. Наиболее оптимальными с точки зрения устойчивости стенок скважины являются случаи, когда в системе

«скважина – пласт» устанавливается осмотическое равновесие либо осмос направлен из пласта в скважину. Несмотря на то что в случае действия осмоса из пласта в скважину происходит изменение показателей бурового раствора, гораздо легче управлять ими и поддерживать их в заданных пределах, чем бороться с осложнениями уже после дестабилизации ствола скважины.

Следовательно, устойчивость глин будет зависеть от правильно выбранных химреагентов и в первую очередь от ингибирующего раствора. Это и есть первоочередная задача, требующая решения.

Применение предлагаемого раствора позволяет бурить интервалы пород, представленные неустойчивыми, высокопластичными, разупрочняющимися глинами, и сооружать вертикальные скважины, а также наклонно- направленные и горизонтальные.

Предлагаемые для ингибирования указанные реагенты позволяют осуществлять управляемую коагуляцию, поддерживать показатель pH-среды в требуемых пределах, регулировать структурно-реологические, фильтрационные показатели и оптимальный уровень лиофильности. Технический результат – улучшение крепящих, смазочных и противоприхватных свойств бурового раствора на углеводородной основе при одновременном улучшении коэффициента восстановления первоначальной проницаемости продуктивного пласта путем повышения ингибирующей и гидрофобизирующей способности фильтрата раствора и, как следствие, – отсутствие образования желобов в стволе скважины.

Выполненные лабораторные исследования помогли установить, что применение шести именно таких ингибиторов набухания глин одновременно в одном растворе позволило добиться синергетического эффекта, т.е. усиления ингибирующей составляющей промывочной жидкости, при этом каждый реагент дополняет друг друга, усиливает крепящие свойства бурового раствора. Кроме того, за счет подбора

химреагентов в таком составе происходит вытеснение натриевых катионов из глинистых отложений, натриевая

глина переходит в кальциевую, а это способствует снижению гидратации и набухания, уменьшает выпучивание и текучесть, обвалы и осыпи пород.

Преимущество раствора разработанной рецептуры заключается в том, что в результате взаимодействия его с исследуемыми глинами концентрация ионов К+

возрастает от 800 до 1200 мг/л ионов. Это свидетельствует о том, то осмотический процесс направлен из пласта

в скважину при сравнительно невысоком значении изотонического коэффициента: Kicp = 1,31. Наличие в растворе ионов калия и магния способствует

значительному росту изотонического коэффициента до 4,7. Таким образом, происходит увеличение количества осмотически активных частиц в растворе вследствие диссоциации электролита. Применение этого раствора позволит успешно сооружать скважины глубиной до 3000 м на участках, представленных неустойчивыми, высокопластичными глинистыми отложениями.

Оптимальным является буровой раствор № 8, имеющий параметры: плотность – 1,22 г/см3,

вязкость – 40 с, водоотдача 0 см3 за 30 мин, коэффициент трения – 0,06 (табл. 1). Предлагаемый раствор обладает очень высокими ингибирующими свойствами, нулевой фильтрацией, имеет улучшенные структурно-реологические, антиприхватные и природоохранные свойства для осложненных условий бурения. Экспериментально подтверждено

в лабораторных условиях (табл. 1) явление синергетического эффекта при комплексной обработке бурового раствора несколькими реагентами- ингибиторами.

В предлагаемом растворе при оптимальном соотношении компонентов происходит синергетическое усиление эффективности ингибирующего, фильтрационного, смазочного, противоприхватного и противоизносного действия отдельных компонентов, при этом раствор сохраняет свои свойства при температуре до 80 °С.

Предложенный буровой раствор на углеводородной основе с высокими ингибирующими, фильтрационными и смазывающими свойствами имеет параметры: фильтрация раствора – 0 см3/ за 30 минут, липкость корки равна 0, коэффициент трения меньше 0,1, толщина корки меньше 0,5 мм, отношение масло/вода в % составляет

от 55/45 до 80/20, плотность раствора от 1,1 до 1,2 г/см3, условная вязкость по СПВ-5 – 35–40 секунд, пластическая вязкость –20–40 м Па ∙ С, СНС 1/10 минут – 15–20/

20–30 дПа, содержание песка меньше 0,5%, содержание Са++ больше 16 000 мг/л, содержание Cl – больше 30 000 мг/л.

Выполненные исследования позволили сделать следующие выводы:

• применение этого раствора позволяет успешно сооружать разведочные скважины на нефть и газ глубиной более 3000 метров с горизонтальным окончанием на участках, представленных неустойчивыми высокопластичными глинами и самодиспергирующимися сланцами;

• экспериментально подтвержден синергетический эффект действия компонентов раствора – комплекс реагентов работает лучше, чем каждый компонент в отдельности;

• предлагаемый состав нового раствора обладает высочайшей ингибирующей способностью, способствует замедлению процесса гидратации и набухания глинистых отложений;

• предложенное сочетание реагентов позволяет раствору успешно предупреждать, приостанавливать и подавлять деформационные процессы в околоствольном пространстве скважины, уменьшает кавернозность;

предлагаемый раствор обладает улучшенными смазывающими и антиприхватными свойствами при существенных энергосберегающих показателях и достаточном уровне экологической безопасности всех добавок, при этом уменьшается риск дифференциальных прихватов, улучшается реологический профиль скоростей промывочной жидкости в кольцевом пространстве и повышается стабильность эмульсии. Все это способствует эффективному выполнению гидравлической программы промывки скважины.

Постоянное дозирование реагента осуществлялось с помощью УДР-1,6 со средней расходной нормой 80 г/м3. Содержание СВБ до закачки бактерицида в промысловых средах системы нефтесбора, отобранных с кустов: 3, 4, 6, 9,

30, 32, составляло 1000–1 000 000 кл/см3.

При осуществлении контроля за биозараженностью промысловых сред в течение всего срока ОПИ установлена 100%-я эффективность действия бактерицида ФЛЭК-ИКБ-703 по подавлению жизнедеятельности СВБ (в отобранных пробах промысловых сред СВБ отсутствовали), что согласно РД 39-3-973-83 и РД 03-00147275-067-2001

явилось положительным результатом.

В настоящее время бактерицид ФЛЭК-ИКБ-703 промышленно закачивается в системе нефтесбора Каюмовского месторождения ООО «Юкатекс-Югра».

1. Булатов А.И., Проселков Е.Ю., Проселков Ю.М. Бурение горизонтальных скважин: Справочное пособие. – Краснодар: Советская Кубань, 2008.

2. Третьяк А.Я., Савенок О.В., Рыбальченко Ю.М. Буровые промывочные жидкости: учебное пособие ЮРГПУ (НПИ) им. М.И. Платова. – Новочеркасск, ЛИК, 2014. – 374 с.

3. Третьяк А.Я., Рыбальченко Ю.М., Бурда М.Л., Онофриенко С.А. Биополимерный высокоингиби- рующий буровой раствор для бурения наклонно- направленных и горизонтальных скважин//Время колтюбинга. – 2011. – № 2–3 (36). – С. 13–20.

4. Пеньков А.И. Учебное пособие для инженеров по буровым растворам. ИКФ-Сервис. – Волгоград, 2000. – 139 с.

Источник