2835.Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных и

Секция 2. Бурение нефтяных и газовых скважин

ПРИМЕНЕНИЕ РАСТВОРОВ НА УГЛЕВОДОРОДНОЙ ОСНОВЕ КАК РЕШЕНИЕ ПРОБЛЕМ УСТОЙЧИВОСТИ АРГИЛЛИТОВ И РАСТВОРЕНИЯ СОЛЕЙ ПРИ БУРЕНИИ СКВАЖИН

НА ВЕРХНЕЧОНСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ

К.В. Бузанов

Научный руководитель – Л.Н. Нечаева Национальный исследовательский Томский политехнический университет

Посвящено проблеме неустойчивости покрышки продуктивного пласта на Верхнечонском месторождении Иркутской области. Предложен путь решения данной проблемы, основанный на подробном анализе геологического строения пород.

Ключевые слова: раствор на углеводородной основе, формирование аргиллитов Восточной Сибири, анизотропия горных пород, адаптивность раствора к разрезу скважины.

Одним из проектных решений, оказывающих значительное влияние на эффективность бурения скважины, является выбор бурового раствора, тип и свойства которого влияют на качество строительства скважин, определяют возможность предупреждения осложнений и успешность вскрытия и освоения продуктивных пластов.

Поскольку в настоящее время легкодоступные запасы углеводородов исчерпаны и большинство объемов бурения на сегодняшний день связаны с осложненными условиями бурения, то проблема качественной проводки ствола скважины стоит наиболее остро. Сложными, а подчас и несовместимыми условиями бурения и вызвано принятие решений о применении дорогостоящих технических средств

исложных технологических приемов в процессе строительства скважины. К таким подходам следует отнести обоснованное применение растворов на углеводородной основе (РУО) для конкретных условий бурения. Однако, как и любой подход к решению проблемы, внедрение систем на нефтяной основе имеет свои преимущества

инедостатки.

Кпреимуществам применения РУО можно отнести стабильность скважины, в том числе при бурении активных глин и массивов солей, хорошие смазывающие способности, температурную стабильность, слабую реакцию на загрязнения, экономичность при повторном использовании, низкую коррозионную активность, высокую стабильность при бурении. Впрочем, есть и видимые недостатки его применения, к которым относятся высокая стоимость, ограничения на сброс при утилизация, повышенные требования к оборудованию приготовления, очистки

ициркуляции, чувствительность к водопроявлению, CO2, H2S [1–3].

В силу многочисленных рабочих нюансов применение РУО сегодня имеет скорее вынужденный характер, и имеет место, когда выявлен один из следующих фактов или же их комплекс:

1) наличие в геологическом разрезе продолжительных секций реактивных глин;

91

Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых

2)большой отход от вертикали;

3)высокотемпературные скважины;

4)наличие в разрезе значительной секции солей;

5)если имеются повышенные требования к качеству вскрытия либо посаженные пластовые давления [1–3].

Рассматривая растворы на углеводородной основе для Восточной Сибири,

вчастности для применения при бурении скважин на Верхнечонском месторождении, мы уделяем внимание, главным образом, вопросу устойчивости отложений Мотской свиты, а также наличию мощного солевого пласта Усольской свиты в разрезе. В стратиграфическом разрезе, характерном для скважин Западной Сибири, также присутствуют аргиллиты, которые успешно вскрываются на РВО, однако они существенно отличаются по своему строению, составу и происхождению от аргиллитов Восточной Сибири [5, 6].

Осадочный чехол Западной Сибири сформировался преимущественно в мезозойскую эпоху, он практически не испытывал интенсивных тектонических движений. Анизотропия в породах преимущественно связана с особенностями седиментогенеза, скоростью осадконакопления. Неустойчивые аргиллиты распространены здесь на тех гипсометрических уровнях, где скорость седиментогенеза была аномально высокой, что привело к захоронению в поровом пространстве части водного флюида, а значит, и аномально высокому давлению внутри породы.

В целом общая матрица аргиллитов характеризуется минимальной пористостью

ипроницаемостью, которая практически изотропна в пространстве. Более того, все аргиллиты Западной Сибири отличаются преимущественным преобладанием в составе смектитов [5, 6].

Аргиллиты Восточной Сибири характеризуются достаточно невыдержанными структурно-текстурным особенностями: с наличием многочисленных наложенных трещин разрыва и скалывания, рассланцевания. Породы имеют значительную директивную проницаемость и пористость. Минеральный состав таких пород характеризуется низкой концентрацией гидрослюды, каолинита, а также неглинистых минералов: кварца, карбонатов, полевого шпата [5].

Втабл. 1 приведены главные признаки неустойчивых глинистых пород в Западной и Восточной Сибири [5].

Очевидно, что при одной и той же проблеме с неустойчивостью аргиллитов подходы при избрании решений должны учитывать различия в происхождении

иусловиях залегания пород.

Учитывая слабую активность минералов аргиллитов, наличие зон АНПД, а также вышезалегающие галогенно-карбонатные породы, можно предполагать, что для увеличения устойчивости аргиллитов физико-химическими методами необходимо рассматривать прежде всего закрепляющие. С учетом имеющегося опыта бурения в регионе целесообразно первоначально рассматривать следующую схему при подборе системы и методов (табл. 2) [4].

92

Секция 2. Бурение нефтяных и газовых скважин

Таблица 1 Сравнение свойств неустойчивых аргиллитов Западной и Восточной Сибири

Таблица 2 Сравнение типов раствора по адаптивности к разрезу ВЧНГКМ

На основании сравнения типов раствора на предмет адаптивности к разрезу ВЧНГКМ очевидно, что наиболее приемлемым вариантом при выборе системы является раствор на углеводородной основе. Его использование решает проблему с устойчивостью аргиллитов, растворением солей, а также снижает уровень кавернообразования до 25–30 % [4].

Список литературы

1.Практика применения РУО. Презентация компании MI – SWACO. – Вол-

гоград, 2009. – 74 с.

2.Практические вопросы применения растворов на углеводородной основе. Презентация компании MI – SWACO. – Ханты-Мансийск, 2010. – 44 с.

93

Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых

3.Опыт применения РУО на Юрхаровском месторождении. Презентация компании MI – SWACO. – Ханты-Мансийск, 2010. – 18 с.

4.Технико-экономическое обоснование применения РУО на Верхнечонском месторождении. Проект компании МI – SWACO. – Иркутск, 2010. – 55 с.

5.Арсланбеков А.Р. Устойчивость глин разных стадий литогенеза на Юрхаровском месторождении при бурении скважин на растворах на углеводородной основе // Бурение и Нефть. – 2011. – № 3. – С. 132–140.

6.Глинистые покрышки нефтяных и газовых месторождений / под ред. В.И. Осипова, В.Н. Соколова, В.В. Еремеева. – М.: Наука, 2001. – 238 с.

.

94

Секция 2. Бурение нефтяных и газовых скважин

РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИИ БОРЬБЫ С КАТАСТРОФИЧЕСКИМИ ПОГЛОЩЕНИЯМИ ПРИ БУРЕНИИ

ПОД КОНДУКТОР НА ДУЛИСЬМИНСКОМ НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ НА ОСНОВЕ ПРИМЕНЕНИЯ ГАЗООБРАЗНОГО ПРОМЫВОЧНОГО РЕАГЕНТА

К.В. Бузанов, Г.Г. Синебрюхов

Научный руководитель – д-р техн. наук, профессор К.И. Борисов Национальный исследовательский Томский политехнический университет

Рассматривается проблема борьбы с катастрофическими поглощениями бурового раствора в условиях бурения Дулисьминского НГКМ. Показана степень актуальности проблемы, сформулирована концепция по технико-технологичес- кому решению.

Ключевые слова: катастрофические поглощения бурового раствора, экзогенная трещиноватость, бурение с промывкой газообразным реагентом, бурение под кондуктор.

Всё большее внимание на сегодняшний день уделяется развитию нефтегазового сектора Восточной Сибири, так как на территории Восточной Сибири сосредоточены значительные запасы углеводородного сырья. Так, извлекаемые запасы нефти на Верхнечонском месторождении оцениваются в 196 млн т, а суммарные запасы нефти на Толоканском и Юрубчено-Тохомском месторождениях составляют более 170 млн т [1]. Однако все резервы углеводородов, сосредоточенные в Восточной Сибири, можно с уверенностью считать трудноизвлекаемыми в связи со сложным геологическим строением недр региона.

Так, процесс углубки скважин на Дулисьминском месторождении Иркутской области ведется при несовместимости условий бурения. Несовместимые условия бурения являются следствием распространения экзогенной трещиноватости на глубинах до 300 м в интервале Верхоленской свиты, которая имеет очень сложное строение, обусловленное также переслаиванием контрастных по проницаемости пород, и поэтому процесс бурения интервала Верхоленской свиты ведется при катастрофических поглощениях бурового раствора, что неизбежно влечет за собой колоссальные экономические затраты. Так, например, на скважине № 1106 катастрофическое поглощение бурового раствора открылось на глубине 50 м. Бороться с таким типом поглощения и на такой глубине утяжелением бурового раствора не представляется возможным, и закачивание кольматационного материала также не приносит требуемого эффекта. Вследствие этого сооружение секции кондуктора на скважинах Дулисьминского месторождения занимает до 20 дней.

Инновационным решением проблем сооружения кондукторов на Дулисьминском НГКМ, с большой долей вероятности, можно считать внедрение буре-

95

Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых

ния интервалов под кондуктор с использованием газообразных промывочных реагентов.

При бурении таким способом увеличиваются механическая скорость и срок службы долота, меньше загрязняются горные породы и продуктивные пласты; сокращается время отбора образцов шлама; практически устраняется потеря циркуляции в пластах, не содержащих воду и нефть; при использовании газов можно осуществлять заканчивание в продуктивных газовых пластах, имеющих низкие пластовые давления, с сохранением естественных коллекторских свойств; устраняются выпучивания, размыв стенок ствола и обвалы в породах, естественная структура которых нарушается при смачивании водой [2]. Полученные преимущества позволяют уменьшить время и стоимость бурения скважин.

Однако при использовании воздуха и газа процесс бурения усложняется по следующим причинам:

1)нет противодавления в скважине, которое обеспечило бы контроль за притоком воды, нефти и газа;

2)отсутствует возможность контролировать устойчивость стенок ствола скважины;

3)бурильная колонна теряет плавучесть из-за отсутствия архимедовой силы, что вызывает увеличение нагрузки на лебедку на 20–25 %;

4)увеличивается возможность образования взрывоопасной смеси в стволе скважины (при использовании воздуха) и в зоне буровой установки (при применении газа);

5)буровую установку необходимо укомплектовать дорогим специальным оборудованием (компрессоры, дивертор) [3].

Существует несколько видов газообразных агентов, которые применяются при бурении скважин: выхлопные газы ДВС, азот, природный газ, сжатый воздух, туман, пены, аэрированные жидкости. Выбор определенного вида промывочного агента зависит от множества факторов, требующих детального анализа, в том числе от устойчивости пород разреза скважины, величины притока пластового флюида к скважине [2].

Благоприятными для использования воздуха (газа) горно-геологическими условиями следует считать устойчивые горные породы, в которых отсутствуют вода

инефть. Углубление ствола с использованием сжатого воздуха и газов можно вести в увлажненных устойчивых горных породах и при очень малых водопритоках (до 11,4 л/мин) [1]. Чтобы исключить слипание шлама, в рабочий агент вводят порошкообразные вещества: агенты, предотвращающие слипание шлама, и осушающие агенты (поглощающие воду) [3].

Если в геологическом разрезе имеются неустойчивые горные породы, то ствол можно углубить, используя при промывке пену. Она имеет следующие преимущества:

1)низкие скорости восходящего потока в затрубном пространстве и стабилизирующее воздействие пены на водовосприимчивые формации позволяют углублять ствол внеустойчивых породах без размывания стенок ствола и образования каверн;

96

Секция 2. Бурение нефтяных и газовых скважин

2)исключается потеря циркуляции рабочего агента в зоне низкого пластового давления;

3)увеличиваются механическая скорость и проходка на долото по сравнению

сиспользованием буровых растворов;

4)по анализу пены, выходящей из выкидной линии, можно судить о наличии нефтегазоносных пластов и пластов, содержащих соленую воду;

5)устраняется возможность неожиданного газопроявления, так как пена поглощает газ;

6)резко сокращаются затраты на специальное оборудование [4].

Однако использование пены имеет недостатки:

1)низкая механическая скорость в сланцах, особенно, в липких глинах;

2)необходимость большого количества компрессоров при наличии притоков нефти и воды свыше 3 л/мин для сохранения устойчивости пены;

3)при газопоступлениях свыше8–12 м3/мин использование пен исключается [4]. Как показывает современная практика, благоприятными условиями для ис-

пользования пен следует считать горные породы (например, кавернозные и трещиноватые рифовые отложения с низкими пластовыми давлениями), в которых имеются притоки воды и нефти, не превышающие 3 л/мин. Их применение наиболее экономически эффективно при углублении ствола большого диаметра [3].

Аэрированные жидкости применяются в отечественной и зарубежной практике как эффективное средство для прохождения зон поглощений, в которых пластовое давление воды, нефти или газа ниже гидростатического. По сравнению с другими типами газообразных агентов – воздухом (газом), пенами и туманом – аэрированная жидкость имеет следующие преимущества:

1)легче предупредить внезапные водонефтегазопроявления, так как часть скважины заполнена жидкостью;

2)облегчается работа по герметизации устья скважины [2].

Аэрированные жидкости по сравнению с обычными буровыми растворами дают возможность:

1)вследствие уменьшения гидростатического давления проходить зоны поглощений без осложнений, улучшать условия разрушения горной породы и очистки скважины от шлама, снижать давление в стояке и на насосах, уменьшать вредное воздействие на коллекторские свойства продуктивного пласта, опробовать пласты без дорогостоящего испытателя;

2)ликвидировать гидравлические удары и пульсации в нагнетательной линии;

3)уменьшать расход мощности для разрушения горной породы.

В то же время при использовании аэрированных жидкостей для промывки скважин наблюдается коррозия бурильных труб, ограничиваются возможности использования гидромониторного эффекта, так как требуются компрессоры высокого давления; исключается возможность углубления ствола через водонефтегазоносные горизонты, имеющие пластовые давления выше гидростатического или равные ему; стабильность системы связана с эффективностью циркуляции жидкого компонента [2].

97

Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых

Подробное исследование и более детальный анализ стратиграфического разреза скважин на ДНГКМ позволит сделать правильный, с позиции соблюдения технологического процесса, выбор в пользу определенного вида газообразного промывочного реагента или же их совокупности. Однако уже на стадии выявления проблемы можно сделать вывод о том, что промышленное внедрение опережающего бурения интервалов под кондуктора на ДНГКМ позволит не только существенно сократить аварийность и сроки строительства скважин, но и коренным образом поменять концепцию технологии бурения скважин в условиях Восточной Сибири.

Список литературы

1.Авраменко М. Нефть Восточной Сибири: труднодоступна, но необходима // Континент Сибирь. – Новосибирск, 2010. – № 12. – С. 6–7.

2.Бронзов А.С. Бурение скважин с использованием газообразных агентов. –

М.: Недра, 1989. – 288 с.

3.Мехтиев Э.Х. Бурение скважин с очисткой забоя аэрированными жидко-

стями. – М.: Недра, 1980. – 74 с.

4.Башкатов А.Д. Прогрессивные технологии сооружения скважин. – М.: Недра-Бизнесцентр, 2003. – 554 с.

98

Секция 2. Бурение нефтяных и газовых скважин

УПРАВЛЕНИЕ РЕЖИМОМ РАБОТЫ ВИНТОВЫХ ЗАБОЙНЫХ ДВИГАТЕЛЕЙ ПРИ БУРЕНИИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

А.В. Вервекин

Научный руководитель – д-р техн. наук, профессор В.М. Плотников Пермский национальный исследовательский политехнический университет

Рассмотрены особенности управления режимом работы винтовых забойных двигателей при бурении нефтяных и газовых скважин. Показаны различия в применении технологии бурения тормозом электро-порошковым и регулятором подачи долота. Обозначены технико-технологические особенности бурения наклоннонаправленных скважин с применением в составе КНБК калибратора.

Ключевые слова: режимы бурения, регулятор подачи долота, тормоз электропорошковый, дифференциальный перепад давления, винтовой забойный двигатель, контроль гидравлической энергии, гидравлическая мощность.

Для достижения целей, обозначенных в работах [1, 2], внедрения технологии управления отработкой винтового забойного двигателя (ВЗД) в составе технологического комплекса автоматизации бурения РПД (регулятор подачи долота ИМ2440М, аналог РПИ 1991 г. [3]) в первом квартале 2014 г. на действующей буровой установке были проведены промысловые испытания (ПИ) опытного образца комплекса РПД (рис. 1). РПД позволяет бурить пологие, наклонно-направленные, горизонтальные скважины, основываясь на дифференциальном перепаде давления ∆p. Цель испытаний – опробование технологии эффективной отработки ВЗД, основанной на контроле гидравлической энергии [3, 4]. Не менее значимым было решение следующих задач: оценить правильность разработанных схем подключения и монтажа узлов РПД (узел подключения к электрическому шкафу ТЭП, узел подключения к манифольдной линии); выполнить диагностику узла управления РПД; проверить работоспособность РПД в режиме «наблюдение за процессом бурения»; проверить совпадения показаний входных сигналов РПД с показаниями бурового манометра, ТЭП; проверить реакцию исполнительного устройства – буровой лебедки – на команды с узла управления РПД.

Рис. 1. Общий вид узла управления РПД

99

Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых

Промысловые испытания РПД проводились в породах средней твердости. Бурение в таких породах заключается в относительно «спокойном» углублении [1, 4]. Внедрение новой техники и технологии на действующей буровой установке зачастую влечет за собой проведение испытаний в условиях утвержденной регламентом технологии. Поэтому могут возникать некоторые осложнения. В нашем случае в состав КНБК входил калибратор. В связи с участившимися случаями применения чрезмерно больших углов искривления регулятора на ВЗД, что приводит к увеличенной, и не всегда обоснованно, интенсивности искривления ствола, зависанию инструмента, многочисленным уступам, в том числе на прямолинейных и вертикальных участках [5], были проанализированы закономерности нарушения технологии, выявлены некоторые особенности, требующие дополнительных мероприятий по модернизации РПД. Таким образом, столкнувшись при создании РПД с трудностями определения забойной ситуации при совпадении таких условий, как пологие или горизонтальные скважины, бурение шарошечными долотами в условиях залегания пород малой моментоемкости (породы средней и твердой группы), при использовании калибраторов в будущем опытном образце РПД предложили контролировать ряд индикаторных параметров: механическую скорость подачи долота (vмех), вес на крюке, темп роста давления [6].

Испытания проводились на скважине со следующими технико-технологи- ческими особенностями: тип – наклонно-направленная; проектная глубина 1700 м; интервал 600–1540 м; участок набора зенитного угла 22,99°. Геология интервала испытаний представлена доломитом и известняком – 2-я группа – породы средней твердости (классификация горных пород по данным Л.А. Шрейнера). При бурении применялось шарошечное долото 215,9 мм, код IADC–637. В состав КНБК

(долото 215,9R50P + калибратор 215,9 + ВЗД ДР1-198.6/7, угол перекоса 1°15' +

+переводник + телесистема + немагнитная труба + переводник + бурильная труба

+переводник + утяжеленная бурильная труба + переводник + бурильная труба) входит калибратор с износом до 214 мм. Бурение РПД проводилось в безаварийном режиме. Операции по определению оптимальных рабочих настроек алгоритма РПД и подбору оптимальных режимов бурения выполнялись опытным путем в четырех интервалах (1320,6–1321 м; 1322,5–1328,35 м; 1331,14–1334,85 м).

Наиболее показательный интервал, характеризующий заявленную технологию бурения, представлен на рис. 2. На рисунке представлены интервалы бурения двумя технологиями: 1 – с применением ТЭП, 2 – с применением РПД. Условия

бурения одинаковые: расход бурового раствора постоянный, бурение ведется с проворотом ротора.

Интервал 1: 1328,3–1331,1 м, пробурен с применением технологии ТЭП, средняя скорость за интервал vмех = 12,73 м/ч. Режим бурения устойчивый, осевая нагрузка (G, т) подается плавно. Дифференциальный перепад ∆p = 9…11 атм при G = 25…26 т. Режимы бурения выбраны бурильщиком исходя из опыта, однако в данной ситуации они недостаточно оптимальны (не учитывают частичного зависания КНБК), так как имеются резервы к повышению vмех (пример 2).

100