Статья опубликована в рамках: LXXVII Международной научно-практической конференции «Вопросы технических и физико-математических наук в свете современных исследований» (Россия, г. Новосибирск, 22 июля 2024 г.)
Наука: Технические науки
Секция: Инжиниринговые и научно-технические системы и платформы
Скачать книгу(-и): Сборник статей конференции
дипломов
ПРИМЕНЕНИЕ УТЯЖЕЛЕННОГО БУРОВОГО РАСТВОРА ДЛЯ ПОДДЕРЖАНИЯ УСТОЙЧИВОСТИ СТЕНОК СКВАЖИНЫ
USE OF WEIGHTED DRILLING MUD TO MAINTAIN BOREHOLE STABILITY
Viktor Naydenov
Master's student Tyumen Industrial University,
Russia, Tyumen
АННОТАЦИЯ
Нефтегазовая промышленность исследует скважины во все более сложных геологических условиях. Для доступа ним требуется бурение через неконсолидированные пласты, разломные породы, зоны обломков и соляные структуры. Поэтому зачастую сталкиваются с проблемами устойчивости ствола скважины во время строительства скважин, что приводит к существенному непродуктивному времени при буровых работах. В этой статье представлен способ увеличения плотности бурового раствора для сохранения стабильности стенок скважины и предупреждение прихватов, остановок и проч. Осложнений, проведен анализ геологических особенностей Чаяндинского месторождения и состава бурового раствора, применяемого на нем.
ABSTRACT
The oil and gas industry explores wells in increasingly complex geological conditions. Accessing them requires drilling through unconsolidated formations, faults, debris zones and salt structures. Therefore, problems with wellbore stability are often encountered during well construction, which leads to significant non-productive time during drilling operations. This article presents a method for increasing the density of drilling fluid to maintain wellbore stability and prevent sticking, stoppages, etc. Complications, an analysis of the geological features of the Chayandinskoye field and the composition of the drilling fluid used there is provided
Ключевые слова: буровой раствор, скважина, утяжелитель, прихват, мрамор молотый.
Keywords: drilling mud, well, weighting agent, sticking, ground marble.
С увеличением глубин и горизонтальных смещений в скважинах с большим отходом от вертикали хорошая очистка скважины остается важной проблемой.
Неспособность бурового раствора обеспечить достаточную очистку скважины может вызвать серьезные проблемы с бурением, включая:
- снижение скоростей спускоподъемных операциях,
- высокий вращающий момент,
- прихват, закупоривание скважины, чрезмерную эквивалентную циркулирующую плотность,
- гидроразрыв пласта и др.
Самым серьезным из них является прихват бурильной колонны. Это состояние приводит к росту непроизводительного времени и соответственно высоким финансовым затратам. Чтобы избежать таких проблем, операторы бурения часто включают такие мероприятия, как промывка и проработка ствола, при котором буровой раствор циркулирует, а бурильная колонна вращается. Поэтому существует острая необходимость понять, как различные переменные бурения влияют на поведение бурового раствора при попадании в зоны с большим отходом от вертикали, что приведет к лучшему прогнозированию времени циркуляции, необходимого для очистки ствола скважины.
Реология бурового раствора и скорость потока — два основных параметра, которые сильно влияют на транспортировку шлама, в то время как их контроль в полевых условиях относительно прост. Другими словами, для обеспечения эффективной транспортировки шлама можно полагаться на использование оптимального сочетания реологических свойств бурового раствора и скорости потока. Для обеспечения данных условий необходима оптимальная рецептура бурового раствора при бурении наклонно-направленных скважин с горизонтальным окончанием.
Наряду с применением высококачественных материалов для буровых растворов важную роль играют также технологии их приготовления и управление свойствами в процессе бурения.
Для исследования данных параметров в качестве примера был взят инцидент на скважине Чаяндинского месторождения [1, с.36]. интервале Паршинской свиты (2080-2197 м) зафиксированы многократные посадки и затяжки. Одной из возможных причин была предположена недостаточная плотность бурового раствора для поддержания устойчивости стенок скважины, так как существует склонность аргиллитов паршинской свиты к обвалообразованию (табл.1).
Таблица 1.
Ожидаемые осложнения при бурении согласно программе на бурение
|
Индекс стратигра- фического подразделения |
Вид, характеристика осложнения |
Условия возникновения осложнений |
|
Q - Є1 čr |
Размывы устья, обвалы ствола скважины. |
Растепление мерзлых неустойчивых пород, набухание глин и мергелей. |
|
Поглощение бурового раствора. Возможны поглощения с полной потерей циркуляции. Сужение ствола скважины в интервалах залегания гипсов и кавернозных доломитов. Кавернообразование в интервалах каменных солей. |
Интенсивная трещиноватость и закарстованность карбонатных пород. Наличие гипсов, склонных к набуханию, образование шламовых корок в интервалах кавернознопоровых доломитов. Бурение на недонасыщенной NaCl промывочной жидкости. |
|
|
Є1 ol - Є1 nl |
Поглощение бурового раствора. Обвалы стенок скважины, прихваты. |
Зоны трещиноватости различной интенсивности, встречающиеся на разных стратиграфических уровнях. В интервалах залегания пластов каменной соли, бурение на недостаточно насыщенной NaCl промывочной жидкости. Недостаточная репрессия на пласт. |
|
Є1 jur |
Размывы пластов каменной соли, образование каверн и уступов. |
В интервалах залегания пластов каменной соли, бурение на недостаточно насыщенной NaCl промывочной жидкости. Недостаточная репрессия на пласт. |
|
Є1 bl2 - V bk2 |
Поглощения промывочной жидкости. Нефтегазопроявления. |
Зоны трещиноватости различной интенсивности, встречающиеся на разных стратиграфических уровнях. Недостаточная репрессия на пласт. |
|
V bk1 - V pr2 |
Поглощения бурового раствора. Газонефтепроявления. Образование каверн в интервалах аргиллитов и гравелитов. |
Зоны трещиноватости различной интенсивности. Недостаточная репрессия на пласт. Набухание аргиллитов паршинской свиты и осыпание гравелитов талахского горизонта при бурении на промывочной жидкости с высокой водоотдачей. |
На данной скважине, в связи с повышенными газопоказаниями, для предупреждения и ликвидации осложнений предложено утяжеление бурового раствора, так как известно, что плотность бурового раствора влияет на качество очистки скважин трояким образом:
• Обеспечивает плавучесть шлама, способствующую его подъему в потоке.
• Влияет на кинетическую энергию бурового раствора.
• Влияет на трение между буровым раствором и обтекаемым им шламом.
Утяжелители — это материалы, которые используются для увеличения плотности бурового раствора путем взвешивания или растворения в нем. Их основная функция — контролировать пластовое давление путем создания достаточного гидростатического давления в скважине (бурение на репрессивном давлении), что обеспечивает устойчивость ствола скважины, а также снижает количество потерь жидкости в пласте за счет образования фильтрационной корки на стенках ствола скважины. Увеличение плотности также приводит к увеличению скорости проходки. Бурение на депрессии, когда гидростатическое давление ниже пластового, может вызвать приток пластовой жидкости в ствол скважины, что может привести к посадкам и затяжкам. Поэтому, плотность бурового раствора не должна быть слишком высокой, чтобы избежать потери циркуляции, которая вызывает повреждение пласта, когда гидростатическое давление выше давления разрыва.
Нефтегазовыми компаниями для условий повышенных давлений в качестве утяжеляющего компонента в составе буровых растворов применяется барит, реже сидеритовый или гематитовый утяжелитель. Но применение данных добавок для вскрытия продуктивного пласта приводит к снижению фильтрационных характеристик коллектора, так как их практически невозможно удалить из поровых каналов [2, с.976].
Для утяжеления бурового раствора был использован мрамор молотый разной фракции от 5 мкм до 150 мкм. Мрамор молотый - это неорганическое химическое соединение, соль угольной кислоты и кальция. Химическая формула CaCO. Он хорошо растворяется в муравьиной и соляной кислотах. Таким образом, буровые растворы, содержащие карбонат кальция, не изменяют ФЭС пласта из-за своей кислотной растворимости.
Преимущества бурового карбонатного утяжелителя:
- уменьшение проницаемости стенок скважины
- сохранение связности пород, образующих стенки скважины
- сохранение проницаемости продуктивных горизонтов при их вскрытии
- сохранение требуемых характеристик и реологических параметров бурового раствора в процессе бурения скважины с определёнными особенностями и др.
В таблице 2 приведена сравнительная характеристика реологических параметров бурового раствора по программе промывки и с добавлением утяжеляющей добавки.
Таблица 2.
Сравнение параметров бурового раствора пробуренных скважин
|
Параметры API |
По программе промывки |
Скважины на Чаяндинском НГКМ |
|
|
||
|
Плотность, г/см³ |
1,05 ± 0,03 |
1,18-1,25 |
|
Фильтрация НTHP, см3/30 мин |
≤ 4 |
1-1,6 |
|
Пластическая вязкость, сПз |
12-35 |
16-30 |
|
ДНСНС, фунт/100 фут2 |
3-8 |
4-6 |
|
СНС за 10 секунд, фунт/100 фут2 |
7-20 |
7-8 |
|
СНС за 10 минут, фунт/100 фут2 |
10-30 |
11-25 |
|
Содержание СаСО3, кг/м3 |
> 80 |
140-345 |
|
Содержание УВ основы, % |
> 70 |
72 |
|
ЭС, В |
≥ 400 |
400-500 |
По результатам проведенного анализа, определено, что возникшие осложнения на скважине связаны с геологическими особенностями аргиллитов Паршинской свиты, а также расположением дополнительного пропластка нестабильных аргиллитов ниже башмака эксплуатационной колонны и, соответственно, ниже геологической кровли Хамакинского горизонта, на глубину, которой производится спуск колонны. Нестабильность самого ствола скважины связана с недостаточной плотностью бурового раствора, выявленной по результатам проведенных работ. Анализ работ на скважине показал, что предупредить посадки и затяжки возможно путем снижения перепад давления (Pг – Pпл). Это значит, что необходимо с минимальной разницей между пластовым и гидростатическим давлениями в пользу последнего производить операции бурения. Благодаря ограничению в скорости механического бурения можно производить непосредственный контроль над увеличением плотности буровой промывочной жидкости.
Для предотвращения процесса изменения порового давления необходимо отделить фильтрат от раствора. Для этого необходимо обязательно включить в состав бурового раствора утяжеляющую добавку. Благодаря СаСО образуется зона, на которую направлено стабилизирующее действие дифференциального давления. Укрепляется стенка скважины и повышается стабильность ствола.
Проведенный анализ профилактики прихватов и затяжек бурильных работ показал, что на данный момент остается не решенным ряд проблем, способствующих возникновению довольно сложных аварий [3, с.30].
Список литературы:
- Нигаматов, Ш.А. Прогноз зон засолонения песчаников ботуобинского горизонта на примере Чаяндинского месторождения (Восточная Сибирь) / Ш.А. Нигаматов, Л.Р. Исмагилова, Бощенко А.Н. // PROНЕФТЬ. 2019. № 3(13). С. 35–40
- Леушева Е.Л., Алиханов Н.Т., Бровкина Н.Н. Исследование реологических свойств безбаритного бурового раствора повышенной плотности // Записки Горного института. 2022. Т. 258. С. 976-985. DOI: 10.31897/PMI.2022.38
- Исмаилзаде, Т. В. Обзор проблем прихвата трубы и его прогнозирования / Т. В. Исмаилзаде. — Текст : непосредственный // Молодой ученый. — 2022. — № 21 (416). — С. 27-30. — URL: https://moluch.ru/archive/416/92206/.
дипломов
Оставить комментарий