Метод гидромеханического упрочнения ствола – основа системного совершенствования технологий строительства и эксплуатации нефтяных и газовых скважин

 

АННОТАЦИЯ
 
к статье: «Метод гидромеханического упрочнения ствола – основа
системного совершенствования технологий строительства и
эксплуатации нефтяных и газовых скважин» авторов:
Сагидуллина И.А., Полякова В.Н.
 
Приведена краткая аналитическая оценка состояния технологии буровых работ, рассмотрена причина снижения качества и эффективности строительства скважин и ключевые факторы нарушения технологических процессов. Представлены материалы по модификации метода гидромеханического упрочнения ствола в процессе бурения и заканчивания скважин с использованием наноматериалов – модифицированных кремнеземов и результаты широкого внедрения системной разработки на различных нефтяных месторождениях. Табл. – 3 , ил. 5, список лит. – 4 назв.

 
Метод гидромеханического упрочнения ствола – основа системного
совершенствования технологий строительства и эксплуатации
нефтяных и газовых скважин
 
 Авторы:     Сагидуллин И.А.,
Поляков В.Н. (ООО «Кварц»)
 
Устойчивая тенденция неуклонного роста сложности геолого-технических условий строительства и эксплуатации скважин природного и техногенного происхождения негативно отражаются на показателях их качества и эффективности [1].
 
Характерной особенностью технологических операций, проводимых в скважине, является нестационарность гидравлического состояния и поведения системы «скважина – массив горных пород», контроль и регулирование которых остается одной из главных проблем в технологии буровых работ. Происходящие при этом процессы интенсивного гидравлического и физико-химического взаимодействия флюидонасыщенных пластов и неустойчивых горных пород, нарушая технологию, приводят к различного рода осложнениям. Негативными последствиями этих неупорядоченных (хаотичных) процессов становится закономерное снижение ключевых показателей качества и эффективности строительства скважин: ухудшение коллекторских свойств прискважинной и удаленной зон продуктивных пластов, нарушение герметичности крепи с возникновением межпластовых перетоков, заколонных флюидопроявлений и объединением продуктивной толщи в единый фильтр [1]. В конечном счете, все отмеченное приводит к раннему и прогрессирующему обводнению скважин, нарушению систем разработки нефтегазовых залежей и снижению интегрального показателя - коэффициента извлечения нефти (КИН).
 
Применение традиционных и вновь разрабатываемых технологий, как показывает промысловый опыт, не приводит к эффективному решению этих технологических проблем, свидетельство которому является наметившийся застой в этой области. Обусловлено сложившееся положение тем, что применяемые и разрабатываемые технологии и технические средства направлены на решение частных промысловых задач каждого этапа бурения и заканчивания скважин. Тогда как системному развитию технологии буровых работ, основанному на исключении причины их нарушения, специалистами должного внимания не уделяется. И это притом, что превалирующее влияние на технологию и показатели буровых работ оказывают нестационарные виброволновые процессы гидромеханического состояния и поведения скважин, а также неуправляемые физико-химические взаимодействия технологических жидкостей и массива горных пород.
Характерные проявления нестационарности гидравлических условий бурения скважин при производстве различных операций представлены на рис. 1.
 

Рис. 1. Диаграмма замера давления в затрубном пространстве в процессе спуска-подъема бурового инструмента и промывки горизонтального ствола скважины №2880
I – Спуск инструмента в вертикальной части ствола скважины
II – ремонт оборудования
III – спуск инструмента в участке набора зенитного угла и горизонтального ствола
IV – промывка с расхаживанием бурового инструмента
V – подъем инструмента из горизонтального ствола и участка набора зенитного угла
VI – подъем инструмента в вертикальном участке
 
А – 20,7 МПа – восстановление циркуляции
Б – 16,9 МПа – промывка с расхаживанием
 
Анализ публикаций отечественных исследований [1, 2, 3] и изучение промыслового опыта в данной области показывают, что основной причиной осложнений является активная гидродинамическая связь скважины с вскрываемым комплексом проницаемых пород. Такая трактовка предопределяет дальнейшее направление решения проблемы – необходимость совмещения процесса вскрытия проницаемых пород с процессом их гидроизоляции.
 
На этом основании, в ООО «Кварц» модифицирован и находит успешное применение «Метод гидромеханического упрочнения ствола в процессе бурения скважин» (рис. 1) [2]. Эффективная гидроизоляция ствола достигается за счет совмещения процессов бурения и кольматации стенок скважины через гидромониторную насадку в наддолотном переводнике, реализации кинетической энергии струи и механизма «расклинивающего» давления, применения в глинистых (полимерглинистых, малоглинистых) буровых растворах модифицированного дисперсного кремнезема (МДК) торговой марки «Кварц». Промысловый опыт показал, что применение МДК:
  • усиливает качество закольматированного гидроизолирующего экрана с одновременным снижением толщины глинистой корки;
  • повышает гидромеханическую прочность ствола до градиента горного давления (0,020 – 0,023 МПа/м);
  • снижает коэффициент приемистости проницаемых пород до (0,01 – 0,015)·10-2 м3/(с·МПа) при действии репрессий;
  • при действии депрессий герметичность ствола сохраняется в терригенных отложениях при 2-4 МПа, в карбонатных – 3-5 МПа [1, 2].
 
Преимущества и недостатки традиционной и модифицированной технологий приведены в подрисуночной подписи рис. 2.
 
Рис. 2. Вскрытие продуктивного пласта по стандартной технологии (слева) и с применением МДК «Кварц» (справа)
 
Таблица 1
 
Влияние МДК «Кварц» на технологические параметры
фильтрационной корки
 
Состав раствора
Характеристика фильтрационной корки
К, мм
Ф, см3
jтр
Кпр, мкд
1.
К2 – контроль
Глинопорошок 9,2%
Нефть
 
1,4
 
16,8
 
0,27
 
12,2
2.
К2+0,1% МДК – Кварц
1
8
0,15
4,4
3.
К1 – контроль
Глинопорошок 6,3%
КМЦ-700 (Камский) 0,25%
Нефть
 
 
0,8
 
 
6,8
 
 
0,3
 
 
-
4.
К1+0,05% МДК – Кварц
0,8
6,8
0,15
-
 
Получаемые гидроизолирующие характеристики защитного экрана позволяют производить гидромеханическую опрессовку ствола для оценки его технического состояния в процессе бурения скважины и значительно повысить качество ее подготовки к креплению (рис. 3).

Рис. 3. Материалы геофизических исследований опытных (№№ 22079, 28976) и базовых (№ 22080) скважин
 
Кроме того, проведенные исследования [2] по изучению МДК «КВАРЦ» в составе глинистых буровых растворов совместно с полученными практическими результатами показывают, что наличие кремнеземов значительно повышает качество самой глинистой корки (табл. № 1), снижает степень набухания глин (рис. 4) и скорость капиллярного всасывания жидкости (табл. № 2 ). Основные физико-химические свойства МДК «КВАРЦ» приведены в таблице № 3.
 
Рис. 4. Кинетика набухания кыновской глины в пресной воде в присутствии МДК «Кварц» по методике Васильева, Жигача-Ярова (ТатНИПИнефть, 2004 г.).
Таблица 2
 
Влияние МДК «Кварц» на динамику
капиллярного всасывания
 
Состав жидкости, концентрация
МДК «Кварц»
Продолжительность
капиллярного
всасывания, мин
Кратность снижения
скорости капиллярного всасывания
1.
Дистиллированная вода – 100%
0,14
-
2.
К-эмульсия
0,35
2
3.
К+(0,01÷0,05)% МДК «Кварц»
3,14 – 3,5
9 - 10
4.
К + 0,3% МДК «Кварц»
Более 100
284
 
Установлено, что контрольная эмульсия (вода + дизтопливо) в 2 раза замедляет капиллярное продвижение в сравнении с дистиллированной водой. Добавка 0,01-0,05% МДК к этой эмульсии снижает скорость ее капиллярного всасывания в 10 раз, а при концентрации 0,3% МДК скорость всасывания замедляется более чем в 280 раз.
 
Рис. 5. Схема размещения техники для обработки пласта модифицированным дисперсным кремнеземом во время первичного вскрытия
 
На рис. 5 приведена схема размещения техники для обработки ствола модифицированным дисперсным кремнеземом во время первичного вскрытия продуктивной толщи.
Современные рыночные отношения и условия разработки большинства нефтяных месторождений требуют от компаний обеспечения эффективности капитальных вложений на строительство скважин за счет увеличения, в частности, дебитов  по нефти на новых скважинах, что в высокой степени зависит от сохранения коллекторских свойств при первичном вскрытии продуктивного пласта. С этой целью в ОАО «Татнефть» в 2001 г. была принята программа по опробованию и массовому внедрению новых технологий бурения и вскрытия продуктивных пластов. При их оценке специалистами «ТатНИПИнефть» было отмечено, что максимальной эффективностью обладает «Технология вскрытия продуктивных пластов с кольмататором и МДК «КВАРЦ»(4).
Таблица 3
 
Основные характеристики модифицированного
дисперсного кремнезема (МДК) соответствуют
ТУ 2458-001-50618596-2009
 
 
Наименование показателей
Значение
1.
Внешний вид
Сыпучий порошок от белого до серо-желтого цвета
2.
Водородный показатель (рН суспензии)
2,0 – 10,0
3.
Гидрофобность, %
до 99,8
4.
Насыпная плотность, г/дм3
40 – 245
5.
Удельная поверхность, м2
до 440
6.
Эффективный краевой угол смачивания
поверхности обработанной МДК «Кварц»
до 168°
7.
Размер частиц*, нм
5 – 40
8.
Содержание ОН-групп, моль/г продукта
2,5 – 4,7
9.
Содержание алкильных групп, групп/нм2
0,20 – 2,35
10.
Гидрофильно-липофильный баланс (ГЛБ)
0,5 – 15,0
* по паспортным данным с заводов поставщиков сырья.

 

ВЫВОДЫ  
1. Применение традиционных буровых технологий на длительно разрабатываемых месторождениях, как свидетельствует промысловая практика, не приводит к эффективному решению назревших технологических проблем, что подтверждается наметившимся застоем в этой области.
2. Усовершенствованный ООО «Кварц» метод гидромеханического упрочнения ствола в процессе бурения скважин с использованием в буровых растворах модифицированного дисперсного кремнезема (МДК), как показали результаты промысловых работ, является одним из перспективных научно-технических направлений совершенствования технологии буровых работ, реализация которого приводит к нелинейному росту ключевых качественных и технико-экономических показателей строительства нефтяных и газовых скважин в сложных и изменяющихся геолого-технических и гидродинамических условиях бурения и заканчивания скважин.

Журнал «Нефть.Газ.Новации» №10.2009 г