USD 75.1996

-0.42

EUR 91.1946

-0.11

BRENT 49.14

+0.52

AИ-92 43.31

-0.02

AИ-95 47.6

+0.03

AИ-98 53.06

+0.03

ДТ 48.57

-0.01

10 мин
592
0

Обеспечение устойчивости глинистых отложений при бурении разведочных скважин

В статье приведены данные исследований новой ингибированной системы бурового раствора, предназначенной для бурения глинистых отложений в разведочных скважинах, например, Лимано-Плавниевой зоны шельфа Азовского моря. По ингибирующим, триботехническим, реологическим характеристикам новый раствор существенно превосходит ранее применявшиеся на этих площадях системы. Кроме того, он имеет некоторые преимущества в части более высоких электросопротивлений, т.е. потенциально более качественной интерпретации результатов ГИС.

Обеспечение устойчивости глинистых отложений при бурении разведочных скважин

Обеспечение устойчивости стенок скважины при бурении в отложениях глин и глинистых сланцев – одна из старых проблем, решение которой и до настоящего времени остается наиболее сложным и дорогостоящим.

Соответственно, предупреждение потери устойчивости стенок скважины и по сей день является важным резервом повышения технико-экономических показателей бурения и снижения стоимости строительства скважин. В разное время было создано много систем буровых растворов для предупреждения обвалов. Однако рациональный подход к решению этой проблемы наметился лишь тогда, когда исследователи уделили серьезное внимание анализу физико-химических изменений горных пород при вскрытии их скважиной и взаимодействии с буровым раствором [1-3].

Потенциальной основой осложнений, связанных с неустойчивостью ствола скважины, является наличие глинистых минералов как активной составляющей горных пород, обусловливающей их особые физико-химические и механические свойства (гидрофильность, пластичность, набухание, прочность и т.д.). Потеря несущей способности глинистых пород обусловливается как физико-механическими (увеличение напряжения в приствольной зоне, ослабление несущей способности вследствие тектонических нарушений), так и физико-химическими (гидратация) факторами.

Усиления ингибирования глин можно добиться путем модификации состава раствора [4].

Модификация жидкой фазы зачастую направлена на уменьшение концентрации свободной воды в буровом растворе, способной участвовать в увлажнении поверхности и внутренних полостей глинистых частиц. В простейших случаях это осуществляется за счет поддержания более высокой концентрации электролита, например, NaCl и т.п., в растворе, чем в проходимых породах [5].

Близкими по механизму действия являются добавки некоторых органических гидрофильных веществ, например, глицерина, полиглицеринов и их смесей. Предполагается, что вода обладает большим сродством к глицерину, чем к глине и, таким образом, оказывается связанной. При добавлении в раствор более 6% таких веществ подавляется способность породы к набуханию и диспергированию в промывочной жидкости. Ранее отмечалась способность многих водорастворимых соединений, в том числе многоатомных спиртов, эфиров и др., адсорбироваться на монтмориллоните с вытеснением ранее адсорбированных неорганических катионов [6]. Показано также, что полярные молекулы гликолей, полигликолей и полигликолевых эфиров интенсивно сорбируются в межпакетном промежутке глин, вытесняя из них воду.

Известно, что активными гидрофобизаторами глин являются катионные ПАВ, такие как жирные амины и их соли [7], а также четвертичные аммониевые соединения с длинными алкильными радикалами. Они могут занимать межплоскостное пространство глин и при максимальном замещении образуют органоглины, набухающие в углеводородных средах.

Практически все этапы строительства скважины неразрывно связаны с исследовательскими работами. Их цель – получение достоверных сведений о вскрываемом разрезе. Информация, накапливаемая в результате, позволяет не только решать геологические задачи, но и оптимизировать сам процесс бурения скважины [8].

В то же время эффективность геофизических методов обусловлена существованием вполне определенных связей между структурой, минеральным составом пород и их свойствами: электрическим удельным сопротивлением, электрохимической активностью, тепловым сопротивлением, плотностью, интервальным временем пробега упругих волн, магнитной восприимчивостью, естественной радиоактивностью и др.

Поскольку связи между составом и структурой осадочных горных пород и их электрическими свойствами (удельное электрическое сопротивление, УЭС; потенциал собственной поляризации, ПС; электропроводность) изучены наиболее глубоко, электрический каротаж является основным методом исследования при выделении продуктивных коллекторов.

Пожалуй, важнейшее значение для ГИС имеет степень минерализации бурового раствора, влияющая на конечные результаты геофизических исследований. В условиях минерализованных промывочных жидкостей и добавок к ним, вызывающих образование окислительно-восстановительных потенциалов, кривые ПС становятся непригодны для геологической интерпретации, и для оценки пластов приходится использовать другие, более сложные и трудоемкие методы исследований [9-10].

Выбор описанного типа ингибированных растворов, на наш взгляд, особенно актуален для бурения разуплотненных глин в разведочных скважинах в экологически напряженных зонах, например шельфе Азовского моря.

Для модификации водной фазы растворов нами был использован глицерин.

В табл. 1 приведены свойства глинистых ингибированных систем при добавках различного количества глицерина. Эксперименты показали, что в полимер-глинистых растворах добавки глицерина, связывая свободную воду, однозначно уменьшают показатель По при увеличении концентрации многоатомного спирта. Дополнительный ввод извести сильного влияния на изменение ингибирующих свойств раствора не оказывает. Добавки же органического ингибитора «Ингидол Б» производства ООО «Химпром» существенно сказываются на реологических и смазочных характеристиках раствора, обеспечивая к тому же и более высокие УЭС. Ингибирующие свойства этих продуктов практически идентичны алюмокалиевым системам, что подтверждено исследованиями на тестере линейного расширения.

Увеличение содержания глицерина выше 5% нежелательно ввиду явного ухудшения смазочных характеристик бурового раствора.

ТАБЛИЦА 1. Определение свойств глинистых растворов с добавлением глицерина

№ пп

Глинистый раствор +

% глицерина

П0,

см/час

Rolling test,%

УЭС

ом . м

пл.

мПа·с

0,

дПа

Ктр.,

%

Ктр.,

%,(0,5% смазки)

0

Исходный раствор 1

(5% глины; 0,5% ХимПАК марки Н; 1% ФХЛС; 0,1% Биоцидол)

3,4

46

2,5

28

301

0,241

0,180

1

+ 3% глицерина

2,68

48

2,53

29

289

-

-

2

+ 5% глицерина

2,56

50

2,60

28

231

0,242

0,131

3

+ 10% глицерина

2,38

53

2,67

27

202

0,238

0,246

4

+ 15% глицерина

2,18

60

2,75

28

174

0,245

0,241

5

+ 20% глицерина

1,6

68

2,77

27

132

-

-

6

+ 30% глицерина

1,36

72

2,82

29

87

-

-

7

Исходный раствор 2

(5% глины; 0,8% ХимПАК марки Н; 1,1% ФХЛС; 0,1% Биоцидол; АКК- 0,5%)

2,66

74

0,97

30


0,202

0,115

8

+ 3% глицерина

2,74

70

0,99

31

336

-

-

9

+ 5% глицерина

2,00

82

1,04

31

206

0,200

0,109


+ 10% глицерина

1,64

87

1,12

30

200

0,194

0,186


+ 15% глицерина

1,86

87

1,16

30

167

-

-

12

+ 20% глицерина

1,08

92

1,21

34

141

-

-

13

Исходный раствор 3

(5% глины; 0,8% ХимПАК марки Н; 1,1% ФХЛС; 0,1% Биоцидол; АКК-0,5%+ 0,2% CaO)

2,72

72

0,85

33

328

0, 211

0,137

14

+ 5% глицерина

2,72

71

0,88

28

289

0,202

0,125

15

+ 10% глицерина

2,24

75

0,91

24

261

0,215

0,198

16

Исходный раствор 4

(5% глины; 0,8% ХимПАК марки Н; 0,5% Ингидол Б; 0,1% Биоцидол;

2,61

85

1,38

27

170

0,162

0,096

17

+ 5% глицерина

2,03

91

1,42

26

143

0,151

0,076

18

+ 10% глицерина

1,55

90

1,48

25

121

0,172

0,159

19

+ 15% глицерина

1,41

92

1,54

25

92

0,184

0,191

20

Исходный раствор 5

(5% глины; 0,8% ХимПАК марки Н; 1,0% Ингидол Б, 0,1% Биоцидол;

2,46

89

1,40

23

123

0,140

0,084

21

+ 5% глицерина

1,92

96

1,44

20

98

0,011

0,072

22

+ 10% глицерина

1,39

96

1,50

16

75

0,151

0,142


Выводы:

Проведенные исследования с достаточными основаниями позволяют рекомендовать разработанные системы растворов для бурения разуплотненных глин разведочных скважин.


ООО «Химпром».
Краткая справка.

Компания ООО «Химпром» основана в 2003 году. Основными видами деятельности являются разработка, производство, поставки химических реагентов для бурения и ремонта скважин. Обладает собственными производственными мощностями, аккредитованными лабораториями, складским и логистическим хозяйством. Стратегия компании – развитие наукоёмкого производства, как на собственных мощностях, так и в форме процессинга. Лабораторный комплекс компании «Химпром» оснащён современным оборудованием, укомплектован высококвалифицированными специалистами. Это позволило открыть и развить принципиально новое направление - супервайзинг в области растворного сервиса. Результатом супервайзинга на месторождениях Самотлорнефтегаза стало снижение затрат Заказчика на аварийность в 2015 году на 50% (по сравнению с 2014 годом).

Сотрудники компании активно участвуют в научно-технических конференциях, публикуют результаты своих исследований в ведущих изданиях страны.

ООО «Химпром» - участник выставки «Нефть и газ»/MIOGE 27-30 июня. ООО «Химпром» приглашает сервисные компании к активному, взаимовыгодному сотрудничеству.


Литература:

  1. Хасаев Р.М., Халилова Р.А. Осмотическое давление на стенках бурящейся скважины. // Нефтяное хозяйство. 1971. №11. С. 21-22.

  2. Гамзатов С.М. Повышение устойчивости стенок скважины. НТО. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. – М.: ВНИИОЭНГ, 1977. – 53 с.

  3. Глебов В.А., Липкес М.И. Влияние состава бурового раствора на темп разупрочнения глинистых пород. // Нефтяное хозяйство. 1979. №2. – С. 13-16.

  4. Кошелев В. Н. Общие принципы ингибирования глинистых пород и заглинизированных пластов. // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2004. № 1. – С. 13-15.

  5. Булатов А.И., Пеньков А.И., Проселков Ю.М. Справочник по промывке скважин. – М.: Недра, 1984. – 318 с.

  6. Кистер Э.Г. Химическая обработка буровых растворов. М.: Недра, 1972. – 392 с.

  7. Муняев В.М., Бринцев А.И., Хачатуров И.Е. Повышение ингибирующих свойств буровых растворов и улучшение их очистки. // Тр. / СевКавНИПИнефть. – 1985. – № 43. – С.20-25.

  8. Мухер А.А., Шакиров А.Ф. Геофизические и прямые методы исследования скважин. – М.: Недра, 1992. – 336 с.

  9. Козяр В.Ф., Ручкин А.В., Яценко Г.Г. Геофизические исследования подсолевых отложений при аномальных пластовых давлениях. – М.: Недра, 1983. – 208 с.

  10. Молчанов А.А. Измерение геофизических и технологических параметров в процессе бурения скважин. – М.: Недра, 1983. – 189 с.



Статья «Обеспечение устойчивости глинистых отложений при бурении разведочных скважин» опубликована в журнале «Neftegaz.RU» (№3, Март 2017)

Авторы:
Читайте также