Качество строительства скважин, ее производительность, коэффициент нефте- газо извлечения, экологическая обстановка в районе объектов добычи углеводородного сырья определяются множеством факторов, среди которых наиболее важными являются: сохранность естественных фильтрационно-емкостных свойств продуктивных пластов (залежей, горизонтов), надежность их разобщения от выше и ниже залегающих проницаемых пород, утилизация отработанных при строительстве скважин буровых растворов; рациональное использование, а не сжигание, попутного нефтяного газа и т.д.
На рис. 1 частично представлены результаты анализа влияния некоторых буровых растворов на изменение коллекторских свойств ряда месторождений севера Тюменской области в зависимости от времени их вскрытия – времени взаимодействия скважинной жидкости (бурового раствора) с продуктивным пластом, представленным терригенным коллектором. Четко прослеживается зависимость между временем воздействия, проницаемостью коллектора и показателями, характеризующими фильтрационно-емкостные свойства.
Время взаимодействия между скважиной и пластом зависит от механической скорости. Последняя обуславливается как компоновкой низа бурильной колонны (пары забойный двигатель – породоразрушающий инструмент), так и энергетическими параметрами первого, а также доводимой до забоя нагрузкой на долото. Последний фактор особо значим в условиях проводки наклонных стволов и стволов с горизонтальным профилем, поскольку до 60 % создаваемой нагрузки компенсируется силами трения бурильной колонны о стенку ствола скважины, т.е. ее зависанием. Проведенный анализ работы большого количества конструкций винтовых забойных двигателей, наиболее перспективных в настоящее время в отношении бурения скважин, показал:
-
зарубежные забойные двигатели по сравнению с российскими имеют несколько увеличенный моторесурс рабочих органов (примерно на 30-35 %), при этом российские обладают более повышенными энергетическими показателями;
-
у тех, и у других наиболее актуальной проблемой является возникновение аварийных ситуаций из-за слабой устойчивости работы героторного механизма и недостаточного уровня контроля осевой нагрузки на долото.
Отмеченные недостатки могут быть устранены усовершенствованием конструкции роторного узла объемного двигателя. Теоретическими исследованиями процесса работы винтового забойного двигателя, было показано, что устойчивость его работы обеспечивается за счет снижения крутильных инерционных колебаний, увеличения действующих на ротор контактных напряжений (диаметрального натяга). Изменение всех этих факторов возможно за счет изменения эксцентриситета двигателя (элементов ротора относительно статора). Снижение величины эксцентриситета (увеличение диаметрального натяга) можно осуществить разделением ротора по окончанию шагов винтовых линий Т2 на несколько частей (модулей) 3, 4, 5, что и было реализовано совместно с М.В. Двойниковым. Ось 01' 02' модуля развернута на угол φ относительно статора, а относительно оси 0102 модуля 3 и 5 – на угол φ1. Их значения соответствуют предельному износу упругоэластичного материала зубьев статора – максимальному напряжению при зацеплении зубьев ротора и статора (рис. 2). Успешно реализовано на отработанных винтовых забойных двигателях (рис. 3), где показано, что после восстановления: момент на валу ротора увеличился с 2,9 до 3,5 кН·м в рабочем оптимальном режиме работы двигателя с сохранением частоты вращения 1,82 с-1 и производительности насоса в 32 л/с; максимальный тормозной момент увеличился с 4 до 4,5 кН·м при тех же параметрах. Параметры использованного на стенде раствора соответствовали параметрам раствора, используемого при бурении в интервале 1200-2400 м.
Рис. 2. Модернизированная конструкция забойного двигателя
а – героторный механизм;
б – торцевой разрез;
1- статор; 2 - ротор;
3, 4, 5 – модули ротора;
6 - муфта; 7 – резиновая накладка ротора;
8 – резиновая накладка статора
Рис. 3. Технические характеристики двигателя Д1-195
до и после восстановления (стендовые испытания)
Проанализировав существующие методы контроля и управления технологическими параметрами процесса бурения, выявив их недостатки, разработана и рекомендована методика корректировки нагрузки на долото, реализованная в виде программного продукта (рис. 4). Методика успешно применена при строительстве скважин Уренгойского и Урненского месторождений. Отмечено увеличение проходки на долото до 38 %, механической скорости бурения до 24 %.
Рис. 4. Алгоритм программы расчетов
а - фактической осевой нагрузки на долото;
б – частоты вращения ротора и нагрузки в зависимости от дифференциального момента ∆М (∆М=4,0 кН∙м)
В области рецептур технологических жидкостей сотрудниками и аспирантами кафедры обосновано и экспериментально подтверждена эффективность применения при первичном вскрытии биополимерсолевых промывочных жидкостей и полимертампонажных растворов. Присутствие биополимера в составе бурового раствора способствует уменьшению: содержания твердой фазы, показателя фильтрации, набухаемости глинистых включений в породе. Наличием электролита обеспечивается ферментативная и термическая устойчивость, необходимая плотность бурового раствора, ингибирование глинистого материала. Обоснованы виды полимеров и электролитов, оптимизированы составы промывочных жидкостей для различных термобарических условий залегания продуктивных пластов (табл. 1).
Таблица 1. Рекомендуемые составы и параметры буровых растворов для вскрытия продуктивных пластов
Те же теоретические предпосылки были реализованы и в направлении разработки рецептур тампонажных растворов. В табл. 2 представлены выводы по результатам проведенных экспериментальных исследований, которые однозначно позволили рекомендовать применение высокомолекулярных соединений типа Tylose в качестве одного из компонента тампонажного раствора. Рекомендации реализованы практически на каждой скважине Уренгойской группы месторождений.
Таблица 2 - Результаты исследований свойств тампонажных растворов с добавками ОЭЦ
Известно, что свойства тампонажных растворов, формирующегося цементного камня, которые, в конечном счете, определяют надежность разобщения вскрываемых бурением пластов, зависят от температуры окружающей среды, что в основном регулируется составом тампонажного материала и вводимыми при приготовлении раствора добавками. С учетом принятых теоретических взглядов на механизм формирования цементного камня, по результатам экспериментальных и промысловых исследований рекомендованы специальные тампонажные материалы, прошедшие апробацию в различных нефтегазовых регионах (табл. 3).
Таблица 3 – Тампонажные материалы, растворы
|
№ патентов |
Авторы |
Районы внедрения |
|
1 |
2 |
3 |
|
Тампонажные материалы, растворы для относительно низких положительных и отрицательных температур (-8 - +20 оС) |
||
|
1) № 2209929 Модифицированная гипсоцементная смесь |
Овчинников В.П., Вяхирев В.И., Фролов А.А., Сорокин В.Ф., Клюсов В.А. и др. |
Уренгойская группа месторождений |
|
Продолжение табл.3 |
||
|
1 |
2 |
3 |
|
2) № 2028987 Вяжущие |
Овчинников В.П., Клюсов В.А., Кожемякин П.Г. |
Месторождения шельфа Арктики |
|
3) № 155465 Тампонажный раствор для низкотемпературных скважин |
Урманчеев В.И., Островский О.Л., Овчинников В.П., и др. |
Месторождения шельфа Арктики |
|
Тампонажные материалы, растворы для нормальных температур, плотностью 1500-1950 кг/м3 |
||
|
4) № 2204690 Облегченный тампонажный раствор |
Овчинников В.П., Вихярев В.И., Сорокин В.Ф., Фролов А.А. и др. |
Уренгойская группа месторождений |
|
5) № 2235857 Тампонажный материал |
Овчинников В.П., Вихярев В.И., Фролов А.А., Уросов С.А. |
Уренгойская группа месторождений |
|
6) № 2244098 Облегченный тампонажный раствор |
Овчинников В.П., Фролов А.А., Кузнецов Ю.С., Будыков А.В и др. |
Уренгойская группа месторождений |
|
7) № 2362876 Облегченный тампонажный раствор |
Овчинников В.П., Щербич Н.Е., Ипполитов В.В. |
Уренгойская группа месторождений |
|
8) № 2187621 Облегченный тампонажный раствор |
Овчинников В.П., Вихярев В.И., Фролов А.А. |
Уренгойская группа месторождений |
|
9) № 2141026 Облегченный тампонажный раствор |
Овчинников В.П., Щербич Н.Е., Ипполитов В.В. |
Уренгойская группа месторождений |
|
10) № 1035195 Вяжущие для приготовления тампонажных растворов |
Овчинников В.П., Мавлютов М.Р., Кравцов В.М. |
Месторождения Башкирии, Перми, Татарии |
|
11) № 2030557 Тампонажный раствор |
Овчинников В.П., Шатов А.А., Сергеев В.Н. |
Месторождения Башкирии |
|
4) № 2204690 Облегченный тампонажный раствор |
Овчинников В.П., Вихярев В.И., Сорокин В.Ф., Фролов А.А. и др. |
Уренгойская группа месторождений |
|
5) № 2235857 Тампонажный материал |
Овчинников В.П., Вихярев В.И., Фролов А.А., Уросов С.А. |
Уренгойская группа месторождений |
|
6) № 2244098 Облегченный тампонажный раствор |
Овчинников В.П., Фролов А.А., Кузнецов Ю.С., Будыков А.В и др. |
Уренгойская группа месторождений |
|
7) № 2362876 Облегченный тампонажный раствор |
Овчинников В.П., Щербич Н.Е., Ипполитов В.В. |
Уренгойская группа месторождений |
|
Окончание табл. 3 |
||
|
1 |
2 |
3 |
|
8) № 2187621 Облегченный тампонажный раствор |
Овчинников В.П., Вихярев В.И., Фролов А.А. |
Уренгойская группа месторождений |
|
9) № 2141026 Облегченный тампонажный раствор |
Овчинников В.П., Щербич Н.Е., Ипполитов В.В. |
Уренгойская группа месторождений |
|
10) № 1035195 Вяжущие для приготовления тампонажных растворов |
Овчинников В.П., Мавлютов М.Р., Кравцов В.М. |
Месторождения Башкирии, Перми, Татарии |
|
11) № 2030557 Тампонажный раствор |
Овчинников В.П., Шатов А.А., Сергеев В.Н. |
Месторождения Башкирии |
|
Тампонажные материалы, растворы для нормальных температур (20-100 оС), плотностью ниже 1500 кг/м3 |
||
|
12) №2270329 Облегченный тампонажный раствор |
Овчинников В.П., Двойников М.В., Фролов А.А., Будыков А.В. и др. |
Уренгойская группа месторождений |
|
Тампонажные материалы, растворы для высоких температур (100 оС) |
||
|
13) №1689321 Сырьевая смесь для получения белитового тампоножного материалов |
Мавлютов М.Р., Кузнецов Ю.С., Овчинников В.П. и др. |
Казахстан, Камчатка |
Улучшение технологических свойств формирующегося в заколонном пространстве цементного камня возможно и за счет повышения гидравлической активности частиц вяжущего путем увеличения их активной поверхности, применением различных методов гидроактивации. Для этого разработаны, включаемые в компоновку обсадной колонны, устройства, принцип работы которых заключается генерированием в потоке прокачиваемой жидкости кавитационных импульсов давления, что позволяет одновременно осуществлять кольматацию приствольного участка проницаемых пород, способствовать формированию структуры цементного камня малой проницаемости. В развитие - предлагается кольматационный экран формировать на основе биополимера с последующим воздействием на него, например, при освоении, реагентами окислителями. Образованный ранее экран будет разрушен, фильтрационно-емкостные свойства коллектора восстановлены.
Немаловажная роль должна отводиться и вопросам экологии в районах сооружаемого объекта (скважины). В частности утилизации отходов бурения и добываемого вместе с пластовым флюидом (нефтью) попутного нефтяного газа. Действительно при строительстве скважин используется порядка 300-500 м3 бурового раствора. Он обогащается в процессе бурения разбуриваемой породой. Последняя в Западной Сибири, большей частью представлена глинами. В результате образуется (с учетом потерь) 200-300 тонн шлама, который может быть использован в качестве сырьевого материала в строительной, да и в нефтяной промышленности. Для этого имеются соответствующие технологические решения.
Что касается второй проблемы, утилизации попутного газа, предлагается после соответствующей его подготовки, подавать в магистральные газопроводы. Для этого требуется, как правило, компрессия низконапорного газа, его очистка и осушка до действующих нормативов с применением оборудования и соответствующих технологических схем. Обосновано и реализовано для этих целей использование вихревых труб. В своей трехпоточной модификации они наряду с генерацией холода, одновременно обеспечивают конденсацию, отделение жидкости и твердой фазы из закрученного потока. Практика использования показала работоспособность, эффективность, а также надежность их использования в существующих технологических схемах промышленных установок подготовки газа.
Таким образом, предлагаемые инновационные разработки существенно способствуют развитию нефтедобывающей отрасли страны.
