Выдержка из работы:
ВВЕДЕНИЕ
Бурение нефтяных и газовых скважин является сложным технологическим процессом, в котором буровой раствор выступает одним из ключевых элементов, во многом определяющих безопасность и экономическую эффективность строительства скважины. Именно буровой раствор обеспечивает вынос выбуренной породы на поверхность, удержание стенок ствола в устойчивом состоянии, предотвращение нефтегазоводопроявлений и охлаждение породоразрушающего инструмента [1].
Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция является крупнейшим нефтедобывающим регионом России, на долю которого приходится подавляющая часть объёмов добычи углеводородного сырья в стране. Геологическое строение осадочного чехла Западной Сибири отличается значительной неоднородностью: чередование мощных глинистых пачек, терригенных коллекторов, зон аномально высокого пластового давления и многолетнемёрзлых пород в приповерхностных интервалах предъявляет исключительно высокие требования к применяемым буровым растворам [2].
Актуальность темы определяется тремя факторами. Во-первых, переход к строительству сложнопрофильных горизонтальных скважин на месторождениях Западной Сибири требует буровых растворов с принципиально иными реологическими и смазывающими характеристиками по сравнению с теми, что применялись при вертикальном бурении. Во-вторых, ужесточение экологического законодательства обязывает операторов внедрять замкнутые системы циркуляции и современные методы утилизации шлама. В-третьих, отечественная промышленность переориентируется на российские химические реагенты [3].
………………….
ГЛАВА 1. ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ПРИМЕНЕНИЯ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ ПРИ БУРЕНИИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН
1.1 Назначение, функции и физико-химические свойства буровых растворов
Буровой раствор представляет собой многокомпонентную дисперсную систему, непрерывно циркулирующую в стволе скважины в процессе бурения. Его роль не сводится к простой промывке забоя от выбуренной породы: в ходе строительства скважины он одновременно выполняет целый комплекс взаимосвязанных технологических функций, от которых зависят безопасность работ, качество проводки ствола и сохранность продуктивного пласта [1].
Исторически первые скважины промывались обычной водой. По мере углубления горных выработок и усложнения геологических условий стало очевидно, что вода не способна в полной мере удерживать стенки ствола и контролировать пластовые давления. Целенаправленное введение глины, а впоследствии синтетических полимеров и химических реагентов позволило создать системы, обладающие необходимым комплексом свойств. Сегодня буровой раствор - это инженерно-конструируемый технологический агент, состав которого рассчитывается для каждого интервала скважины индивидуально [2].
Вынос выбуренной породы (шлама) с забоя на поверхность обеспечивается гидравлической энергией потока и реологическими свойствами раствора. Динамическое напряжение сдвига и пластическая вязкость создают несущую способность, удерживающую частицы породы во взвешенном состоянии при остановках циркуляции. В условиях горизонтальных скважин, широко применяемых на месторождениях Западной Сибири, шлам осаждается на нижнюю стенку ствола под действием силы тяжести, что требует повышения ДНС до 8-15 Па и поддержания скорости потока выше критической [3].
Контроль пластового давления реализуется подбором плотности раствора: гидростатическое давление столба жидкости в скважине должно превышать пластовое давление с коэффициентом резерва КРД = 1,05-1,10, но не достигать давления разрыва пород. Это условие является основой предупреждения газонефтеводопроявлений (ГНВП). В Западной Сибири ряд горизонтов - ачимовские пачки неокома, баженовская свита - характеризуется аномально высоким пластовым давлением с коэффициентом аномальности КА = 1,4-1,8, что требует применения утяжелённых систем с плотностью до 1,85 г/см? [1; 4].
Охлаждение и смазка долота и бурильного инструмента достигаются за счёт непрерывного обтекания потоком раствора рабочих поверхностей. При бурении горизонтальных и наклонно направленных скважин боковая составляющая нагрузки на бурильную колонну существенно возрастает, что делает смазывающие свойства раствора одним из ключевых параметров. Введение синтетических смазывающих добавок на основе эфиров жирных кислот снижает коэффициент трения в паре «металл - порода» в среднем на 30-50%.
Укрепление стенок ствола обеспечивается формированием на проницаемых породах тонкой плотной фильтрационной корки. Её качество определяется показателем фильтрации (водоотдачей) раствора, который регулируется реагентами-понизителями фильтрации. Для стандартных интервалов допустима водоотдача до 6-8 мл/30 мин, для интервалов вскрытия продуктивных пластов - не более 2-3 мл/30 мин. Глинистые породы Западной Сибири - аргиллиты тюменской, баженовской и абалакской свит - при контакте с пресной водой интенсивно набухают, вызывая сужение ствола, что требует применения ингибирующих систем [2; 3].
Передача гидравлической мощности забойным двигателям осуществляется через энергию потока раствора. Оптимизация реологических свойств позволяет минимизировать потери давления в колонне и одновременно обеспечить нормальную работу турбобура или винтового забойного двигателя. Немаловажной функцией является получение геологической информации: шлам, доставляемый раствором на поверхность, описывается геологом, а параметры раствора используются в газовом каротаже. Наконец, сохранение коллекторских свойств продуктивного пласта при первичном вскрытии является функцией, определяющей итоговую продуктивность скважины [4].
Исключительно важной функцией является сохранение геомеханической устойчивости ствола скважины в интервалах неустойчивых пород. В Западной Сибири к таким породам относятся монтмориллонитовые глины палеогена, чувствительные к гидратации аргиллиты меловых и юрских отложений, а также рыхлые несвязные пески четвертичного возраста. Механизм дестабилизации ствола при недостаточном ингибировании раствора следующий: молекулы воды из фильтрата раствора диффундируют в межслоевые пространства монтмориллонита, раздвигая пакеты кристаллической решётки и вызывая объёмное набухание породы. Давление набухания достигает 3-8 МПа, что приводит к откольным явлениям -осыпям и обвалам, перекрывающим ствол скважины и вызывающим прихваты бурильного инструмента [1; 5].
Таким образом, ингибирующая функция бурового раствора является не второстепенной, а равноправной по значению функцией наряду с транспортом шлама и контролем давления. Её обеспечение требует специальных реагентов -ингибиторов набухания глин, концентрация которых рассчитывается для каждого конкретного интервала с учётом минералогического состава вскрываемых пород. Минимизация водоотдачи снижает интенсивность гидратации, а применение катионных полимеров создаёт физический барьер на поверхности глинистых частиц, предотвращая доступ воды к минеральной решётке. Совместное применение KCl и PHPA является в настоящее время стандартным решением для ингибированных интервалов скважин Западной Сибири [5; 6].
В таблице 1 систематизированы основные функции бурового раствора, регулируемые параметры и последствия нарушения нормативных значений применительно к условиям Западной Сибири.
Таблица 1 - Функции бурового раствора, регулируемые параметры и последствия нарушения нормы
Функция бурового раствора Регулируемый параметр Нормативный диапазон (Западная Сибирь) Последствие нарушения нормы
Вынос выбуренной породы (шлама) на поверхность Динамическое напряжение сдвига ДНС, Па 3-8 Па (вертикаль); 8-15 Па (горизонталь) Осаждение шлама, прихват инструмента
Удержание пластового давления, предотвращение ГНВП Плотность раствора ?, г/см? 1,03-1,85 г/см? (зависит от КА пласта) Нефтегазоводопроявление или гидроразрыв пласта
Охлаждение и смазка долота и бурильного инструмента Смазывающий коэффициент, Кт Кт ? 0,20 (наклонные скважины) Перегрев и ускоренный износ долота, прихват в наклонном участке
Укрепление стенок ствола: формирование фильтрационной корки Водоотдача В, мл/30 мин До 6 мл/30 мин (стандарт); до 3 мл/30 мин (вскрытие пласта) Поглощение фильтрата пластом, набухание глин, кавернообразование
Передача гидравлической мощности забойному двигателю Пластическая вязкость ПВ, мПа·с 15-35 мПа·с Недостаточная мощность ЗД или избыточные потери давления в колонне
Сохранение коллекторских свойств продуктивного пласта Минерализация фильтрата, совместимость с пластовыми водами Инвазия фильтрата не более 0,15 м от стенки скважины Снижение проницаемости призабойной зоны, снижение дебита скважины
Источник: составлено по: Булатов А. И., Макаренко П. П., Проселков Ю. М. Буровые промывочные и тампонажные растворы. - М. : Недра, 1999. - С. 12-22; Попов А. Н. и др. Технология бурения нефтяных и газовых скважин. - М. : Недра-Бизнесцентр, 2003. - С. 198-206.
Данные таблицы 1 показывают, что каждая функция бурового раствора реализуется через контролируемый физико-химический параметр, отклонение которого от нормы влечёт конкретные технологические последствия. Взаимосвязь параметров носит системный характер: изменение плотности, например, немедленно сказывается на гидростатическом давлении и косвенно - на потерях давления при движении. Поэтому технолог по буровым растворам обязан рассматривать систему как единое целое и при корректировке одного параметра отслеживать реакцию остальных. В условиях горизонтального бурения, характерного для современных кустовых площадок Западной Сибири, особую критичность приобретает ДНС: его значение 8-15 Па является необходимым условием выноса шлама с горизонтального участка и предотвращения прихватов инструмента [3; 5].
1.2 Классификация буровых растворов и применяемые химические реагенты
Многообразие геологических условий при бурении нефтяных и газовых скважин привело к созданию широкого спектра систем буровых растворов. В основу наиболее распространённой классификации положен признак химической природы дисперсионной среды: растворы на водной основе (РВО), растворы на углеводородной основе (РУО) и аэрированные системы. Каждая группа подразделяется на подтипы по составу и применяемым реагентам [4].
………………….
7. Кожевников Е. В. Применение биополимерных буровых растворов при бурении скважин в условиях Западной Сибири / Е. В. Кожевников, М. В. Двойников // Нефтяное хозяйство. - 2020. - № 8. - С. 34-38.
8. Леушева Е. Л. Повышение эффективности бурения твёрдых горных пород / Е. Л. Леушева, Н. И. Николаев // Нефтяное хозяйство. - 2016. - № 3. - С. 68-71.
9. Николаев Н. И. Технологические жидкости для повышения эффективности строительства и эксплуатации нефтяных и газовых скважин : учебное пособие / Н. И. Николаев, В. С. Литвиненко. - СПб. : Горный университет, 2011. - 139 с.