И технические средства длястроительства скважин (научное обобщение,результаты исследований ивнедрения)
На правах рукописи
БУДЬКО АНДРЕЙВАСИЛЬЕВИЧ
ИННОВАЦИОННЫЕТЕХНОЛОГИИ И ТЕХНИЧЕСКИЕ СРЕДСТВА ДЛЯСТРОИТЕЛЬСТВА СКВАЖИН
(научное обобщение,результаты исследований ивнедрения)
Специальность 25.00.15– Технологиябурения и освоения скважин
Автореферат диссертациина соискание ученой степени
доктора техническихнаук
Москва – 2011
Работа выполнена вТехнологическом отделе Управления побурению ООО «Газпром бурение»
Научныйконсультант – доктор техническихнаук, профессор
Овчинников ПавелВасильевич
Официальныеоппоненты: – доктор техническихнаук
Киреев АнатолийМихайлович
– доктор технических наук,профессор
Ишбаев ГиниятГарифуллович
– доктортехнических наук
Аржанов АндрейФеликсович
Ведущая организация– Государственное образовательноеучреждение
высшегопрофессионального образования «Уфимский государственный нефтянойтехнический университет»(УГНТУ)
Защита состоится 21сентября 2011 г. в 10.00 часов на заседаниидиссертационного совета ДМ 002.263.01 приНаучном центре нелинейной волновоймеханики и технологии РАН (НЦ НВМТ РАН) поадресу: 119334, Москва, ул. Бардина, 4.
Автореферат разослан 19августа 2011 г.
Ученый секретарь
диссертационногосовета,
доктор техническихнаук А.П.Аверьянов
ВВЕДЕНИЕ
Актуальность
ООО «Газпром бурение» -основной буровой подрядчик ОАО «Газпром»,созданный для обеспечения строительстваэксплуатационных и разведочных скважин. Всостав буровой компании входят филиалы:«Уренгой бурение», «Оренбург бурение»,«Астрахань бурение», «Краснодар бурение»,«Ухта бурение», осуществляющие своюдеятельность в разных регионах, с широкимспектром горно-геологических условий и сразличным уровнем технологической итехнической организации. На базе филиалов,для реализации программы ОАО «Газпром» поосвоению месторождений Ямала, ВосточнойСибири и Дальнего Востока, организованы:Красноярская, Камчатская, Иркутская,Якутская экспедиции глубокого бурения иЯмальское управление буровых работ.Объекты работ - месторождения севераТюменской области, полуостровов Ямал иКамчатка, Республики Коми, Оренбургской,Астраханской, Иркутской областей,Красноярского края. Динамика показателейобъемов бурения представлена на рисунке1.
Рисунок 1 – Динамикапоказателей объемов бурения ООО «Газпромбурение»
Для ведения буровыхработ компания имеет современный паркбурового оборудования (буровые установкигрузоподъемностью от 125 до 500 т), комплектыпротивовыбросового оборудования, системычетырехступенчатой очистки промывочнойжидкости, современные конструкциицементировочной техники, системысопровождения (телеметрия) проводкигоризонтальных стволов, системы верхнегопривода и другое необходимое оборудованиеи инструменты. Около трети всего буровогооборудования иностранного производства,две трети –отечественного, в том числе буровыеустановки БУ-4200/250 ЭК-БМ (Ч) Екатерина,производства заводаООО «Уралмаш - буровое оборудование».Отличительная особенность последних– наличиесовременной системы очистки промывочнойжидкости и автономного цементировочногокомплекса, эшелонированная системаисполнения. Установка оснащена верхнимприводом, компьютеризированной системойконтроля процесса бурения,воздухообогревом, привод буровых насосов– асинхронныйдвигатель с частотным управлением.
В технологическомобеспечении работ также произошлизаметные изменения. Если в предыдущие годывсе операции по строительству скважинвыполнялись собственными силамипредприятия, а возникающиетехнологические проблемы решались за счетопыта и профессионализма специалистов,применения результатов НИОКР иоперативной научной поддержки, то внастоящее время компания ориентирована наиспользование специализированногосервиса по проведению отдельных операцийили видов работ: отбор керна, отработкадолот, подбор и регулирование свойствпромывочных и других технологическихжидкостей, цементирование обсадных колонн,роторные управляемые системынаправленного бурения. Используетсявнутренний сервис, представленныйфилиалами компании, и привлеченный.
Переход на сервисноеобслуживание с одной стороныспособствовал некоторомусовершенствованию организации буровыхработ, с другой – привел к снижению собственногоинтеллектуального потенциала компании,потере опыта и квалификации сотрудников. Врезультате этого не создаются и невнедряются новые инновационныетехнологии, не используются имеющиесяразработки и т.п.
Подтверждениемизложенному служит спад некоторыхрезультатов производственнойдеятельности компании за последние годы– увеличилосьчисло скважин с заколонными давлениями;качество вскрытия продуктивныхгоризонтов, оцениваемое по показателю ОП,не превышает 0,6; не всегда присопровождении бурения боковыхгоризонтальных стволов оправданоприменение дорогостоящеготелеметрического оборудования; срокиэксплуатации винтовых забойных двигателейне соответствуют технологическимвозможностям современных матричных долоти т. д. Это только основная часть возникшихпроблем, требующих безотлагательногорешения.
Цель работы
Обеспечение качествастроительства скважин на месторожденияхсо сложными горно-геологическимиусловиями путем разработки и внедрениякомплекса инновационныхнаучно-технических решений, направленныхна ускорение сроков строительства,обеспечение качества вскрытия инадежности разобщения продуктивныхпластов с минимизацией затрат на ихреализацию.
Для реализациипоставленной цели необходиморешить следующие задачи.
1. Обобщить результатыдеятельности компании по строительствускважин при переходе на сервисноеобслуживание.
2. Провести анализприменяемых технологий и техническихсредств по качеству вскрытия продуктивныхпластов и их разобщению, условиям иэффективности работы забойных двигателейи породоразрушающего инструмента.
3. Разработатьтеоретические предпосылки и научныегипотезы, направленные на улучшениекачества и ускорение сроков строительстваскважин.
4. Осуществитьнаучно-исследовательские работы посозданию и изучению физико-механическихсвойств технологических жидкостей длявскрытия и разобщения продуктивныхпластов с различными термобарическимиусловиями.
5. Разработатьтехнические средства, направленные наувеличение сроков эксплуатации иповышение эффективности работы винтовыхзабойных двигателей.
6. Осуществитьмониторинг внедрения разработанныхтехнических средств, технологий.Разработать и ввести в действиенеобходимые нормативные руководящиедокументы (регламенты, инструкции,стандарты предприятия).
Научная новизнапредлагаемых разработок и решений:
– научнообосновано, что основными, наиболееперспективными и эффективныминаправлениями решения проблемыобеспечения потенциальнойпроизводительности скважин являются:создание условий для максимальновозможной сохранности естественныхколлекторских свойств продуктивныхпластов с различными горно-геологическимиусловиями залегания путем ускоренияпроцесса их вскрытия; разработка иприменение технологических жидкостей сминимальными величинамифильтратоотдачи;
– теоретически обоснован иэкспериментально подтвержден механизмформирования межтрубных и заколонныхгазонефтеводопроявлений, связанных свзаимодействием дисперсионной средытехнологических жидкостей со структуройпорового пространства продуктивногогоризонта, временем взаимодействия,физико-химическими явлениями,протекающими в твердеющем цементном камне,изменениями избыточных внутренних инаружных давлений при строительстве иэксплуатации скважины;
– научнообоснована и разработана концепцияснижения показателя фильтратоотдачибуровых и тампонажных растворов за счетвключения в их состав высокомолекулярныхсоединений (полимеров) соответствующеготипа и электролитов, объяснен механизмповышения производительности скважин приих применении;
– теоретически обоснованавозможность увеличения энергетическихпоказателей работы забойных винтовыхдвигателей путем изменения механизмавзаимодействия их узлов (ротора истатора).
Практическая ценностьрезультатов исследований
Результаты выполненныхтеоретических и экспериментальныхисследований прошли широкую промышленнуюапробацию при строительстве скважин намногих месторождениях, разбуриваемых ООО«Газпром бурение», оформлены в видеруководящих документов на изготовление иприменение. Их внедрение способствовало:ускорению сроков строительства скважин на18–23 %,повышению качества вскрытия продуктивныхпластов (по показателю ОП) на 30–34% и их разобщения (поналичию интервалов с жестким сцеплениемцементного камня с обсадной колонной)– на 36–39%.
Объект и предметисследования
Объектыисследований – технологические процессы итехнические средства по строительствунефтяных и газовых скважин.
Предмет – методологические,теоретические, экспериментальныеисследования, направленные на решениепоставленной цели и задач работы.
Апробация работы
Основные положения ирезультаты исследований были отражены вдокладах на ежегодных научно-техническихсоветах ОАО «Газпром» и ООО «Газпромбурение» (с 2006 года), Всероссийскойнаучно-технической конференции «Нефть игаз Западной Сибири» (Тюмень, 2007, 2009 г.г.),Международной научно-практическойконференции, посвященной 40-летию кафедры«Разработка и эксплуатация нефтяных игазовых месторождений» Тюменскогогосударственного нефтегазовогоуниверситета «Новые технологии для ТЭКЗападной Сибири» (Тюмень, 2008 г.),конференции, посвященной 45-летию кафедры«Бурение нефтяных и газовых скважин»Тюменского государственногонефтегазового университета«Инновационные технологии длянефтегазового комплекса», Тюмень, 2010г.
Публикации
По материаламисследований опубликованы 52 научныеработы: в том числе 21 статья (все виздательствах, рекомендованных ВАК РФ),4 монографии. Получены 14 патентовРоссийской Федерации.
Объем работы
Диссертационная работасостоит из введения, шести разделов,основных выводов и рекомендаций, спискаиспользованных источников(276 наименований); изложена на 413 страницахмашинописного текста, содержит 83 таблицы, 87рисунков и приложения с 4 таблицами и10 рисунками.
СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ
Во введении представлена краткаяхарактеристика диссертационной работы,обоснована ее актуальность,сформулированы цели и задачи исследований,показана научная и практическаязначимость полученных результатов.
В первом разделе диссертационной работыпредставлено обобщение результатовстроительства скважин, сооруженныхбуровой компанией в различных регионахстраны.
В частности, на примереачимовских отложений Ново-Уренгойского иВосточно-Уренгойского месторождений (см.таблицы 1, 2) показано, что сроки освоенияскважин значительны по времени. На нашвзгляд, это напрямую связано с нарушениеместественных фильтрационных свойстввскрываемых продуктивных пластов.
Оценить качествовскрытия более точно возможно некоторойвеличиной, которая соответствовала быпотенциальному уровню продуктивногопласта. В нефтегазопромысловой практике вкачестве количественной мерыпродуктивности используют статистическиезависимости между продуктивностьюскважины и параметрами, характеризующимиемкостные свойства коллектора,определяемые по результатам интерпретациигеофизических исследований, например, покоэффициенту продуктивности. Онобусловлен многими факторами, ноопределяющими являются фильтрационныепараметры прискважинной зоны,характеризующие степень совершенствавскрытия объекта на момент его освоения,испытания. И в этом случае наиболеецелесообразно использование такихпоказателей, как коэффициентвосстановления проницаемости () и отношениепродуктивностей (ОП).
При проведении анализабыло принято: величина депрессии приосвоении– 10 МПа,межфазное натяжение на границе раздела фаз(20, 80)соответственно 45,0 и 40,0 мН/м; краевые углысмачивания (20, 80) 110 и64 градуса; показатель фильтрации (Ф20, Ф80) – 5, 11 см3 за 30 мин., скоростьпроникновенияфильтрата 0,06 м/ч.
Полученные результатывычислений для обоих месторожденийпредставлены на рисунке 2.Установлено, что характер измененияпроницаемости и отношения продуктивностидля обоих месторождений практическиидентичен. Явно отмечается, что увеличениевремени воздействия приводит к заметномуснижению проницаемости. Например, привремени контакта буровогораствора с пластом до 3 суток снижениепродуктивности скважины вследствиезагрязняющего воздействия фильтрата впластах с первоначальной проницаемостьюдо 10·10-3 мкм2составляет более 90 %, в пластах спроницаемостью более 30·10-3мкм2 снижение продуктивности менеевыражено (ОП = 0,63 0,84). При времениконтакта до 8 сут. для высокопроницаемыхпластов значение ОП уменьшается до 0,45, а внизкопроницаемых пластах потеряпродуктивности скважины составляет90–100 %.
Увеличение глинистостипороды также приводит к снижениюпотенциальных добывных возможностейскважин. При глинистости от 0,10 до 0,17 (вдолях) и ОПблизок к нулю.
Таким образом,результаты доказывают необходимостьразработки и совершенствованиятехнических средств и технологий,направленных на: создание промывочныхжидкостей с малыми величинами показателяфильтратоотдачи; сокращение объемафильтрата и твердой фазы буровогораствора,проникающих в структуру поровогопространства пласта; снижение временивскрытия продуктивного проницаемогопласта.
Таблица 1 – Результаты освоенияскважин Уренгойского, Ямбургского иЮжно-Песцового месторождений
| № сква-жины | Интервал, м | Мощ- ность пласта, м | Ожидаемое пластовое давление, МПа | Ожидаемыйсуточный абсолютный дебит, тыс.м3/сут | Вторичное вскрытие | Перфора- ционная среда | Времяна очистку ПЗП, ч | Фактическое Пластовое давление, МПа | Фактический суточный дебит, тыс.м3/сут. | Время освоения, ч | ||||||
| П-1 Южно- Песцо- вое | 4193-4204 | 11 | 80,0 | 1 000 | ПРК42 132 отв. | NaCl cY=1120 кг/м3 | 648 | - | Диафрагма 5мм 54,12 | Ожид.1559 осв. 1983 | ||||||
| П-180 ЯКГМ | 4331-4337 4343-4349 | 12 | 80,0 | 5-30 | ПР-43 240 отв. | СaCl2c Y=1300 кг/м3 | 650 | 78,7 | Абс.своб. 19,41 | 1889 | ||||||
| П-180 ЯКГМ | 4249-4264 | 15 | 78,0 | 5-30 | ПР-43 300 отв. | СaCl2c Y=1250 кг/м3 | 123 | 78,0 | Диафрагма 4,3мм 15,9 | 333 | ||||||
| Р-741 УГКМ | 3700-3712 | 12 | 60,1 | 120 | ПР-43 120 отв. | СaCl2 cY=1250 кг/м3 | 243 | 62,0 | Диафрагма 11,9мм 609 | 736 | ||||||
| Р-737 УГКМ | 3761-3772 | 11 | 60,5 | 120 | ПК105С 220 отв. | Буровой раствор сY=1720 кг/м3 | 288 | 65,0 | Диафрагма 4,5мм 29,26 | Ожид.6236 осв. 1968 | ||||||
| Р-732 УГКМ | 3578-3589 | 11 | 58,5 | 120 | ПМИ-48 121 отв. | Тех.вода | 1202 | 61,3 | Диафрагма 9,0мм 302 | 2904 | ||||||
| 109(2) ННС* УГКМ | 3333-3340 3349-3368 | 26 | 280 | 500 | ЗПКТ89 624 отв. | NaCl cY=1050 кг/м3 | 456 | 23,5 | Диафрагма 14мм 364,68 | Ожидание 5040, осв. 960 | ||||||
| Р-10300 УГКМ | 2918-2927 | 9 | 240 | 100-300 | ЗПКТ89 180 отв. | Конденсат | 216 | 16,1 | Диафрагма 14мм 277,00 | 1488 | ||||||
| Р-10300 УГКМ | 2875-2860 | 15 | 235 | 100-300 | ПК-105С300отв. повтор ЗПКТ 89 300 отв. | NaCl c Y=1050кг/м3 Конденсат | 816 | 18,1 | Нефть 10 м3/сут | 2016 | ||||||
| Р-210 Песцовое | 3931-39-37 | 6 | 81,0 | 1 млн. м3 | ПКТ-89 144 отв. | Буровой раствор Y=2140 кг/м3 | 192 | 76,9 | Диафрагма 6,0мм 146 | 1333 | ||||||
Примечания: 1) * - наклоннонаправленная скважина 2) ЯГКМ–Ямбургское газоконденсатноеместорождение, УГКМ -Уренгойскоегазоконденсатное месторождение. | ||||||||||||||||
Таблица 2 – Сведения орезультатах освоения скважинВосточно-Уренгойского месторождения наразличных режимах
| Скважина (интервал, м) | Время,затраченное на освоение скважины,сутки | Режимобработки скважины в процессеосвоения | Времяна обработку или набордавления, ч | Примечание (интенсификация) | ||||
| Ртруб., МПа | Рзатруб., МПа | Т, °С | Диаметр шайбы, мм | |||||
| 5272 (2951-3175) | Более 1года | 1,30 15,1 | 2,20 15,8 | 1,5 статика | 15,2 статика | 190 72 | Кислотнаяобработка – 2раза; установка щелочной ванны;закачивание метанола; гидроразрывпласта | |
| 5273 (3125-3175) | 62 | 6,70 8,80 10,4 13,7 | 10,6 11,4 12,0 14,0 | 22,5 28,0 24,0 статика | 20,0 16,0 13,2 статика | 109 49,0 21,0 175 | Кислотнаяобработка – 2раза; промывка горячим конденсатом | |
| 5410 (3115-3280) | 145 | 4,00 6,30 9,30 11,2 13,8 | 6,50 8,60 10,2 11,5 14,0 | 16,0 23,0 23,0 19,0 статика | 20,0 16,0 11,0 10,0 статика | 48,0 168 11,0 14,0 168 | Кислотнаяобработка; установка щелочной ванны;дополнительная перфорация | |
| 5371 (3025-3094) | 28 | 4,20 8,30 7,30 9,00 13,1 13,5 | 4,30 9,80 9,60 11,0 13,2 13,5 | 16,0 22,5 25,0 24,0 23,0 статика | 23,0 14,0 16,0 15,0 13,0 статика | 24,0 48,0 179 103 48,0 49,0 | - | |
| 5373 (3015-3190) | 22 | 7,50 9,30 9,20 9,10 15,0 | 8,50 10,2 10,2 10,7 15,0 | 22,0 23,0 22,0 20,0 статика | 14,0 12,0 11,0 12,1 статика | 70,0 36,5 8,00 34,0 56,0 | - | |
| 5372 (3282-3315) | 23 | 9,30 8,60 9,70 13,6 | 11,0 11,4 11,4 13,6 | 26,5 29,0 25,0 статика | 16,0 14,0 12,0 статика | 84,0 154 38,0 24,0 | - | |
Рисунок 2 – Изменение величинкоэффициента восстановления
проницаемости (а) и отношенияпродуктивности (б) от
проницаемости пласта и сроковвоздействия промывочной
жидкости на пласт (1-3 суток, 2-8суток):
по Уренгойскому месторождению;
по Ямбургскому месторождению
Что касаетсянадежности разобщения продуктивныхпластов, то, несмотря на большой объемисследований, проводимых ООО «Газпром бурение» совместно с кафедрой «Бурениенефтяных и газовых скважин» ТюмГНГУ,проблема в настоящее времяявляется актуальной.
Например, из пробуренныхфилиалом «Ухта бурение» за последние годы наБованенковском месторождении 50 скважин: 17имеют давление в межколонном пространстве,11 - давление вколонне, в 3 скважинах давления отмечены итам, и там. В процессе бурения практическина всех скважинах наблюдалось поступлениегаза за направлением и кондуктором. Припроведении работ по прогреву скважины винтервале 0 –300 м до температуры 25–28 °Сувеличились величины межколонных давлений ичисло скважин с ними. Причина межколонных давлений– негерметичность цементногокольца.
Решению проблем,связанных с обеспечением качества инадежности разобщения продуктивныхпластов при различных термобарическихусловиях их залегания на месторожденияхсевера Тюменской области, посвященыисследования Овчинникова В.П. и егопоследователей – Вяхирева В.И., Фролова А.А.,Овчинникова П.В., Уросова С.А., ГребенщиковаВ.М., Газгиреева Ю.О., Сорокина В.Ф., ШатоваА.А. и др.
По результатам ихисследований нашли широкое промышленноевнедрение рецептуры облегченныхтермостойких тампонажных материалов сиспользованием газонаполненныхкремнеземосодержащих материалов(микросфер), модифицированы иусовершенствованы технологииприготовления многокомпонентныхтампонажных смесей и растворов на ихоснове, технические средствацементирования скважин и многое другое.Однако проблема обеспечения надежностиразобщения продуктивных пластов сразличными термобарическими условиямизалегания, как это было показано выше, покаеще не нашла своего решения и в настоящеевремя является актуальной, что обусловилопостановку цели и задач по ее достижению иреализации.
Второй раздел диссертационной работы посвященсовершенствованию технических средств итехнологий по ускорению сроковстроительства скважин, сокращению временивзаимодействия бурового раствора и егокомпонентов с породами и насыщающими ихфлюидами для реализации поставленнойзадачи –обеспечение сохранности естественныхколлекторских свойств продуктивныхпластов.
Приоритетноеиспользование при строительстве скважин вкачестве привода породоразрушающегоинструмента в последнее время нашливинтовые забойные двигатели (ВЗД), сприменением которых обеспечивается до50–60 % всегообъема бурения. В их разработку,совершенствование узлов большой вкладвнесли: М.Т. Гусман, В.Б. Голдобин, М.В.Двойников, Д.Ф. Балденко, Ф.Д. Балденко, Т.Н.Бикчурин, Ю.В. Вадецкий, Ю.А. Коротаев, А.М.Кочнев, В.А. Каплун, В.С. Никомаров, В.П.Овчинников, Y. Forrest, M. Garrison, R. Yurgens, K. Wensel идр.
При работе объемногодвигателя в тормозном режиме бурильнаяколонна (БК) испытывает максимальныенапряжения в нижней части компоновки. Придостижении критических значенийреактивного момента возможен отворотрезьбовых соединений компоновки (шпинделя,корпуса двигателя и т.д.) или излом гибкоговала (торсиона) ВЗД (таблица 3).
Таблица 3 – Сведения околичестве и причинах отказа ВЗД за 2008 г. вфилиале Уренгой бурение ООО «Газпромбурение», KCA Deutag DrillingGmbH и ООО «РН-Бурение» ОАО«Роснефть»
| Буроваякомпания | Типзабойного двигателя | Интервалбурения, м | Коли-чество | Причинаотказа |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| Филиал«Уренгой бурение» ООО «Газпромбурение» | Д5-172 | 1365-1440 1478-1567 | 2 1 | сломторсиона слом ротора |
| ДР-172(10 15I) | 2786-2845 | 1 | сломторсиона | |
| Д-240 | 2591-2703 3335-3416 | 2 1 | отворот переводникашпинделя слом торсиона | |
| ДГР-178 | 3276-3295 | 2 | отворот корпуса в месте соединениярегулятора угла | |
| Общее количествоотказов:9 | ||||
| KCA Deutag Drilling GmbH | Sp.Drill-171 | 2474-2527 | 1 | отворотверхнего переводника шпинделя |
| D775-195Drilex | 1878-1893 | 2 | отвороткорпуса в месте соединения регулятораугла | |
| Dyna-DrillF2000-171 | 2499-3036 | 1 | отворотшпинделя | |
| Navi-Drill(M1XL)-171 | 2273-2289 | 2 | отворотнижнего переводника шпинделя | |
| Общееколичествоотказов:6 | ||||
Продолжение таблицы 3
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| ООО«РН-Бурение» ОАО «Роснефть» | ДРУ-172РС | 2349-2363 | 1 | сломполумуфты шпинделя |
| ДГР-178 | 3123-3145 | 1 | отворотшпинделя | |
| Д-172РС | 2579-2584 | 1 | сломторсиона шпинделя | |
| Д3-195 | 3024-3041 | 1 | сломко1478-1567рпуса | |
| Д2-195 | 2771-2780 | 1 | сломротора | |
| Д5-195 | 2878-2897 | 2 | отворотшпинделя, слом торсиона | |
| Общееколичествоотказов:7 | ||||
Оставление на забоеэлементов ВЗД в результате отворотаявляется одной из сложных видов аварий вскважине, поскольку приводит кнеобходимости их подъема, разбуривания,установки цементного моста и т.д. Крометого, стоимость самого двигателя довольновысока.
Причинами отворотаэлементов двигателя могут служитьследующие факторы:
– недостаточный момент свинчиваниярезьбовых соединений двигателя (назаводе-изготовителе либо ремонтнойбазе);
– резкоеувеличение реактивного крутящего моментаза счет подклинивания долота на забоескважины.
Все это обусловленонедостаточным контролем за нагрузкой надолото, которое, в основном, осуществляетсяс помощью наземных приборов: по натяжениюнеподвижного конца талевого каната;непосредственными измерениями на буровомкрюке или вертлюге; измерением усилий,передаваемых кронблоком на подкронблочныебалки.
Указанным способамизмерения присущи следующие существенныенедостатки:
– поскольку профиль витого канатаизменяется вдоль его длины, величинапрогиба каната в датчике, установленном набуровой, может отличаться от прогиба,существовавшего во время тарировки.Вследствие этого ошибка в измерениях можетдостигать 10-15%;
– перемещение подвижного среднегоролика под действием измеряемой силыизменяет угол и, следовательно, вызываетнелинейность измерителя;
– прирастяжении каната происходит его смещениеотносительно опорных роликов. Возникающиепри этом в роликах силы трения являютсяпричиной искажения в показанияхизмерителей (до 2,5%);
– сложность монтажа и демонтажадатчика, увеличение его габаритов(поскольку датчик полностью воспринимаетрастягивающие усилия на неподвижном конце,увеличивается длина наземногооборудования);
– изменение показателей веса инагрузки зависит от типа оснастки талей.Поэтому одно и то же показание индикаторавеса может соответствовать разнымдействительным весам колонны.
Следует также отметить,что операция «взвешивание» в датчикахописанных устройств может бытьиспользована при бурении скважин с угломискривления скважины не более 45 град. Приуглублении скважины, превышающем угол 45град, контролировать истинный весинструмента и нагрузку на долотопрактически невозможно. В этом случаетребуется постоянный «проворот ротором»бурильной колонны для снижения тренияколонны о стенки скважины, а такжеоперативный автоматизированный контроль и корректировкапоказателей нагрузки на долото.
Частично проблемуоперативной корректировки режимов буренияможно решить, применяя современныебортовые вычислительные комплексы исоответствующеепрограммно-методическое обеспечение,работающее на принципах автоматическогоуправления: подачей бурового инструмента(регуляторами подачи долота – РПД, блокамиавтоматического управления осевойнагрузкой на долото – БАУ и др.); приводомротора и приводом буровых насосов(использование параметров состоянияприводного двигателя бурового насосногоагрегата БНА в сочетании с РПД); а также,ориентируясь на величину моментадвигателя, исходя из разницы перепадовдавления в двигателе при его работе врабочем режиме и режиме холостого хода, ипоказания тензодатчиков, устанавливаемыхв немагнитном переводнике наддвигателем.
Основнымиограничениями для использования этихустройств являются невозможность ихприменения в условиях частоперемежающегося тонкослоистого разреза срезко различающимися по механическимсвойствам породами и сильного искривленияствола скважины, а также невозможностьосуществления автоматического поиска иподдержания оптимального значениянагрузки для каждой разбуриваемойлитологической разности пород безостановки процесса бурения.
Невозможностьопределения нагрузки по величине снижения(потере) веса бурильной колонны, перепаду(изменению) давления в манифольде буровойустановки, а также по показаниям датчиков,устанавливаемых в телеметрическихнавигационных системах (настройка которыхпроизводится по оптимальнойэнергетической характеристике двигателя),напрямую объясняется возможным износомрабочих органов ВЗД в процессе его работы,износом долота, сальникообразованием идругими причинами.
Учитывая изложенное,предложена следующая методика определенияфактической нагрузки на долото.
Компоновка бурильнойколонны cпycкaeтcя в скважину. Не доходя дозабоя, осуществляется циркуляция буровогораствора. При работе винтового забойногодвигателя над забоем, в режиме холостогохода, определяют давление на манифольдебуровой установки, а затем проворачиваютбурильную колонну ротором (либо верхнимприводом буровой установки) с замеромвеличины момента Мрх (момент на роторе). Долото доводитсядо контакта с забоем, и плавно создаетсяосевая нагрузка на долото. По величинедавления на стояке буровой установкиопределяют рабочий режим работы ВЗД.Производят проворачивание БК ротором (либоверхним приводом буровой установки сзамером величины момента Мрр.(момент на роторе в рабочемрежиме работы ВЗД).
Зная величину моментана роторе (верхнем приводе буровойустановке) Мр.х,и длину БК, работающей прирастягивающих напряжениях, определяютсилу трения о горную породу безнагрузки.
После создания осевойнагрузки на долото, замера рабочегодавления на стояке буровой установки(верхнем приводе) и рабочего момента нароторе Мр.р. определяют силутрения (усилие прижатия) БК о стенкискважины.
Зная осевую нагрузку постанции ГТИ G ос.ГТИ,рассчитанную только поизменению веса на крюке буровой установкипо показателям ГИВ (гидравлическийиндикатор веса), определяют фактическуюосевую нагрузку на долото
, (1)
где 
осевая нагрузка надолото по станции ГТИ, Н; Мр.х момент на роторе в режиме работы ВЗДна холостом ходу, Н·м; Мр.р. момент нароторе в рабочем режиме работы ВЗД, Н·м;
диаметр скважины, м; 
скорость перемещения БК вдольстенки скважины; 
угловая скорость вращения БКотносительно оси скважины.
Предлагаемый способпозволяет определять фактическую осевуюнагрузку на долото и требуемую частотувращения БК в процессе бурения, вособенности, наклонно направленных игоризонтальных скважин, что способствуетувеличению механической скорости буренияи, естественно, сокращению временивзаимодействия бурового раствора спроницаемыми породами.
Известно, что уровенькрутильных колебаний двигателя, влияющихна устойчивость его работы, зависит отинерционных 
и гидравлических
сил, действующих наротор,
, 
, (2, 3)
где МИНД– индикаторный момент, МИНД= МИНД –МС (МС– моментмеханических сопротивлений); 
эксцентриситет; 
количество зубьев статора и ротора;
масса ротора; 
угловая скорость.
Величинагидравлической силы 
, а такжедлина уплотнительной части контактнойлинии 
и угол давления
влияют на изменениеудельной нормальной нагрузки в точкеконтакта зубьев РО
,(4)
где 
коэффициент влияниянатяга в паре, 
; 
коэффициентнеравномерности распределения нагрузки подлине контактных линий.
Повышениеэнергетических характеристик двигателейгероторного механизма, в особенности,отработавших в условиях скважины, возможноувеличением контактных напряжений в РО.
Контактные напряжениязависят от удельной нормальнойнагрузки
в точках касанияРО
,(5)
где 
модуль упругостиматериалов РО; 
коэффициентПуассона; 
приведенный радиус кривизны сопряженныхповерхностей.
Таким образом,увеличение индикаторногомомента МИНД иконтактных напряжений нможно достичь путем сниженияэксцентриситета е двигателя, что возможно за счет разделенияротора по окончании шагов винтовых линийТ2 нанесколько частей (модулей) (патент наизобретение №23113648, патент на полезнуюмодель №70292). Модули соосно объединяютсяпосредством резьбового соединения,например муфтой, при этом их осиразворачиваются на определенный угол() по окончании шагавинтовой линии относительно неподвижногостатора и относительно оси предыдущего ипоследующего модуля на угол 1(предложено совместно с М.В.Двойниковым).
На базе филиала «Центргоризонтального бурения» ООО «Газпромбурение» ОАО «Газпром» были восстановленыи прошли испытания опытные образцы,собранные по данному предложению. Вкачестве базовых моделей были взяты ВЗДД1-195, ДГР-178.7/8.37 и ДГР-178.6/7.57, отработавшие вскважине от 100 до 160 часов.
Максимальный момент навалу двигателя Д1-195 (при требуемой частотевращения п дляобъёмного разрушения породы и расходежидкости Q=0,032 м3/с) до его восстановления составлял1,4 кН·м, показатель максимальноготормозного момента (до полной остановкиВЗД), при п = 0)варьировался от 2,7 до 3,0 кН·м.После восстановления: моментна валу увеличился до 2,9 - 3,5 кН·м (в рабочем– оптимальномрежиме работы двигателя ссохранением показателя частоты вращения 1,82с-1 и Q=0,032 м/с);максимальный тормозной момент(экстремальный режим работы ВЗД)увеличился до 4,0 – 4,5 кН·м.
Параметры используемойна стенде жидкости соответствовалипараметрам промывочной жидкости,применяемой в процессе бурения в интервале1200 – 2400м.
Восстановленные ВЗДбыли использованы при бурении скважин наЯмбургском, Харвутинском, Заполярномместорождениях. Показатели их работысоответствовали прежним, а в некоторыхслучаях были лучше, о чемсвидетельствовало увеличение момента иприемистости двигателей создаваемойнагрузки (до 180 кН). При этом увеличениемеханической скорости составило порядка19 %, общее время работы двигателя былодоведено до 230 –250 часов (на уровне зарубежных).
При внедрении методаконтроля и управления нагрузкой на долотона семи скважинах Уренгойского иУрненского месторождений с зенитнымиуглами более 80° было установлено, чтонедогрузка работы двигателя ипородоразрушающего инструмента составила26% или, в кН, от 21 до 27. При ее корректировкепутем увеличения оборотов механическаяскорость бурения увеличилась на 18–33 % (с 17 до 28 м/ч), чтоспособствовало снижению сроковстроительства скважин до 3 суток.
Немаловажное влияние наснижение фильтрационно-емкостных свойствколлектора оказывают и фильтрационныесвойства применяемых технологическихжидкостей. Поэтому именно им в дальнейшембыло уделено пристальное внимание.
Третий раздел диссертационной работы посвященрешению задачи разработки рецептурпромывочных жидкостей, оказывающихнезначительное воздействие нафильтрационно-емкостные свойствапродуктивных пластов, представленныхтерригенными проницаемыми породами.
ИсследованиямиМавлютова М.Р., Конесева Г.В., Крысина Н.И.,Ангелопуло О.К., Овчинникова В.П., НагареваО.В., Яковлева И.Г. и многих других былопоказано, что основными причинами сниженияпродуктивности коллекторов нефти и газа настадии бурения является проникновение вструктуру порового пространства пластасамого бурового раствора, его фильтратаили дисперсной фазы. Причины – присутствиенесвязанной дисперсионной среды,капиллярные силы, осмотическое давление,репрессия на пласт. На наш взгляд,определяющим фактором из всехперечисленных является первый, посколькупри отсутствии свободной дисперсионнойсреды другие факторы либо малозначимы,либо не проявляются.
Изложенное, а такжеанализ опубликованных по указаннойпроблеме работ, позволили обосноватьперспективность использованиябиополимерсолевых буровых растворов. Былаопределена следующая программаисследований: изучение свойствбиополимерного раствора; обоснование видаэлектролита; изучение свойствбиополимерсолевого раствора; разработкатехнологии приготовления растворов ипроведение промысловых испытаний, анализполученных результатов.
В качестве биополимерарассмотрена возможность примененияполисахаридов, поскольку:
использование гуаровой смолы повышаетреологические показатели раствора.Попытки их снижения до приемлемых значенийза счет увеличения водосодержанияприводят к увеличению значенийфильтратоотдачи раствора; они устойчивытолько в пресных системах;
декстрины не обеспечивают регулированиефизико-химических свойств ни в пресных, нив минерализованных системах. Их можноиспользовать только дополнительно вкачестве реагентов для регулированияреологических и структурно-механическихсвойств.
Из ряда рассмотренныхполисахаридов предъявляемым требованиямотвечают крахмалы как отечественного, таки зарубежного производства. Крахмалявляется самым доступным полисахаридом,устойчивым к высокоминерализованнымсредам, экологически безопасен, легкоподдается биологической и химическойдеструкции. Крахмалы используются как вчистом виде (без обработки), так иэкструзионные (ЭКР).
Результатамиисследований (таблица 4) установлено, что при равныхусловиях наиболее технологичным иэкономичным является ячменный крахмал, таккак при его содержании в растворе вколичестве 1,0 % показатель фильтрациинаходится в пределах регламентируемыхзначений (Ф до 7,2 см3/30 мин).
Таблица 4 – Свойства растворов на основе крахмалов
| Модификациякрахмала | Состав раствора, % масс. | Показатели свойств | |||||||||||||||
| крахмал | NаОН | ПВ | ТВ | , кг/м3 | УВ,с | Ф, см3/ 30 мин. | , мПас | 0,дПа | |||||||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | ||||||||
| крахмалы ООО«Спецбуртехнология» | |||||||||||||||||
| 18 МК-К, насыпная масса 300 | 5,0 | - | Ост. | 1120 | 30,0 | 6,5 | Незамерялось | ||||||||||
| 5,0 | 0,50 | Ост. | 1120 | 74,6 | 5,4 | Незамерялось | |||||||||||
| 2,0 | 0,20 | 60 | Ост. | 1123 | 23,0 | 7,5 | 11,0 | 6,0 | |||||||||
| 18 МК-К, насыпная масса 150 | 5,0 | - | Ост. | 1120 | 23,7 | 8,0 | Незамерялось | ||||||||||
| 5,0 | 0,50 | Ост. | 1120 | 70,5 | 5,0 | Незамерялось | |||||||||||
| 5,0 | 0,60 | Ост. | 1120 | Нетеч. | 5,0 | Незамерялось | |||||||||||
| 2,0 | 0,24 | 60 | Ост. | 1124 | 25,7 | 4,5 | 13,5 | 10,0 | |||||||||
| 1,0 | 0,12 | 80 | Ост. | 1138 | 20,1 | 12,0 | 7,05 | 4,0 | |||||||||
| Кукурузный, щелочной метод | 5,0 | - | Ост. | 1125 | 16,2 | 10,0 | Незамерялось | ||||||||||
| 5,0 | 0,50 | Ост. | 1124 | 39,1 | 8,0 | Незамерялось | |||||||||||
| 5,0 | 0,60 | Ост. | 1125 | Нетеч. | 4,0 | Незамерялось | |||||||||||
| 2,0 | 0,24 | 60 | Ост. | 1125 | 27,13 | 6,0 | 11,0 | 10,5 | |||||||||
| Кукурузный, кислотный метод | 5,0 | - | Ост. | 1125 | 15,6 | 9,6 | Незамерялось | ||||||||||
| 5,0 | 0,50 | Ост. | 1126 | 21,8 | 6,4 | Незамерялось | |||||||||||
| 5,0 | 0,60 | Ост. | 1126 | 563 | 6,8 | Незамерялось | |||||||||||
| 2,0 | 0,24 | 60 | Ост. | 1125 | 24,6 | 5,5 | 6,5 | 7,5 | |||||||||
| 1,0 | 0,12 | 80 | Ост. | 1139 | 19,9 | 12,0 | 3,5 | 6,0 | |||||||||
| Кукурузный, нулеваякислотность | 5,0 | - | Ост. | 1125 | 16,7 | 7,2 | Незамерялось | ||||||||||
| 5,0 | 0,50 | Ост. | 1124 | 20,9 | 3,8 | Незамерялось | |||||||||||
| 5,0 | 0,60 | Ост. | 1126 | Нетеч. | 3,8 | Незамерялось | |||||||||||
| 2,0 | 0,20 | 60 | Ост. | 1126 | 27,0 | 3,5 | 16,5 | 7,5 | |||||||||
| 1,0 | 0,10 | 80 | Ост. | 1139 | 19,9 | 10,7 | 7,5 | 5,0 | |||||||||
| крахмалы фирмы «Полицел»(экструзионные) | |||||||||||||||||
| ПС (полисахарид +сульфацелл) | 3,0 | - | - | Ост. | 1100 | 971 | 8,0 | Незамерялось | |||||||||
| 3,0 | 0,2 | - | Ост. | 1100 | 567 | 8,2 | Незамерялось | ||||||||||
| 2,0 | - | - | Ост. | 1160 | 185 | 9,0 | Незамерялось | ||||||||||
| 2,0 | - | ост. | - | 1180 | 87,2 | 4,0 | 27,0 | 66,0 | |||||||||
| 1,0 | - | 50 | Ост. | 1100 | 29,4 | 14,0 | 13,5 | 10,5 | |||||||||
| РС («реабур»+сульфацелл) | 2,0 | - | - | Ост. | 1180 | 40,63 | 12,0 | Незамерялось | |||||||||
| 2,0 | 0,1 | - | Ост. | 1110 | 41,7 | 11,0 | Незамерялось | ||||||||||
| 2,0 | - | ост. | - | 1180 | 56,8 | 9,0 | 16,5 | 60,0 | |||||||||
| 1,0 | - | 50 | Ост. | 1100 | 23,0 | 12,0 | 17,5 | 45,0 | |||||||||
| крахмалы чистые | |||||||||||||||||
| Кукурузный | 1,0 | 0,1 | 80 | Ост. | 1135 | 15,0 | 18,5 | 1,5 | 0,5 | ||||||||
| 1,0 | 0,12 | 60 | Ост. | 1153 | 18,8 | 8,0 | 4,5 | 10,5 | |||||||||
| 1,0 | 0,15 | 80 | Ост. | 1156 | 21,0 | 8,0 | 3,5 | 7,5 | |||||||||
| 2,0 | 0,2 | 60 | Ост. | 1121 | 15,0 | 9,2 | 2,75 | 0,8 | |||||||||
| 2,0 | 0,24 | 60 | Ост. | 1132 | 29,0 | 6,0 | 17,0 | 12,0 | |||||||||
| 2,0 | 0,3 | 60 | Ост. | 1131 | 30,0 | 3,5 | 17,0 | 13,5 | |||||||||
| 5,0 | 0,5 | Ост. | 1140 | 31,4 | 4,6 | Незамерялось | |||||||||||
| 5,0 | 0,6 | - | Ост. | 1146 | Кап. | 4,0 | Незамерялось | ||||||||||
| 5,0 | 0,75 | - | Ост. | 1148 | Нетеч. | 3,8 | Незамерялось | ||||||||||
| Ржаной | 5,0 | 0,5 | - | Ост. | 1124 | 305 | Незамерялось | ||||||||||
| 2,0 | 0,2 | 60 | Ост. | 1123 | 24,1 | 7,0 | 11,0 | 9,0 | |||||||||
| 1,5 | 0,15 | 70 | Ост. | 1128 | 19,9 | 9,0 | 7,5 | 4,5 | |||||||||
| 1,0 | 0,1 | 80 | Ост. | 1136 | 17,5 | 15,0 | 5,0 | 1,5 | |||||||||
Продолжение таблицы 4
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| Пшеничный | 5,0 | 0,5 | - | Ост. | 1120 | 453 | Не замерялось | ||
| 2,0 | 0,2 | 60 | Ост. | 1122 | 22,1 | 6,0 | 9,0 | 6,0 | |
| 1,5 | 0,15 | 70 | Ост. | 1130 | 20,4 | 8,5 | 4,5 | 3,0 | |
| 1,0 | 0,1 | 80 | Ост. | 1138 | 18,2 | 12,0 | 4,05 | 3,0 | |
| Ячменный | 5,0 | 0,5 | Ост | Ост. | 1128 | 582 | Не замерялось | ||
| 2,0 | 0,2 | 60 | Ост. | 1125 | 23,6 | 4,6 | 11,5 | 3,0 | |
| 1,0 | 0,1 | 80 | Ост. | 1137 | 20,0 | 7,2 | 5,0 | 2,8 | |
| 0,75 | 0,075 | 85 | Ост. | 1145 | 18,5 | 8,0 | 1,5 | 1,0 | |
| Картофель- ный | 5,0 | 0,5 | - | Ост. | 1134 | Не теч | 4,0 | Незамерялось | |
| 2,0 | 0,2 | 60 | Ост. | 1130 | 27,7 | 2,0 | 11,0 | 10,5 | |
| 1,0 | 0,1 | 80 | Ост. | 1152 | 20,0 | 6,0 | 3,5 | 6,0 | |
| Примечание: ПВ – пластовая вода;ТВ –техническая вода; – плотность раствора; УВ – условнаявязкость раствора; Ф – показательфильтратоотдачи; – пластическая вязкость; 0–статическое напряжение сдвига | |||||||||
Для других, в частности,экструзионных крахмалов при той жеконцентрации реагента показательфильтрации в 1,62,5 раза выше. По эффективностиприменения исследованные экструзионныекрахмалы располагаются в следующейпоследовательности: ячменный пшеничный ржаной кукурузный.
Модифицированныекрахмальные реагенты фирм«Спецбуртехнология» и «Полицелл»полностью в воде не растворяются. Для болееполной их гидратации и гелеобразованиятребуется дополнительная обработкащелочью, хотя и в меньшей концентрации (всоотношении 15:1). Кроме того, высокаястоимость модифицированных крахмалов посравнению с экструзионными (в 4 - 8раз) при отсутствии других преимуществ, непозволяет рекомендовать их дляприготовления безглинистых буровыхрастворов.
Сравнительныеиспытания чистых крахмалов (картофельногои кукурузного) показывают, что по сравнениюс ЭКР эти крахмалы при равной концентрациив растворе имеют меньший показательфильтрации и более высокие реологическиесвойства (Ф = 2 см3/30 мин., =11,0 мПа-с,0 = 10,5 дПа). Тем не менее, следуетсчитать, что из рассмотренных реагентовнаиболее эффективным являетсякартофельный, так как для его получениятребуется меньшее содержание каустическойсоды (для картофельного крахмаласоотношение крахмал : щелочь = 10:1, длякукурузного = 6,6-8,8:1), при этом он болееустойчив к полисолевой агрессиихлоркальциевого типа.
Снижениефильтрационно-емкостных свойствтерригенных коллекторов нефти и газаобычно связывают с изменением размеровпоровых каналов вследствие набуханияглинистых включений в горной породе. Дляпредупреждения этого используютингибиторы набухания, представленныеэлектролитами.
Дляоценки эффективности реагентов-ингибиторовнабухания и диспергирования глинистыхминералов предложено использовать параметр ингибирующей способности, который равенотношению разницы коэффициентов набухания образцаминерала в дистиллированной воде и врастворе реагентак значению этого коэффициента
, (6)
где 
коэффициентнабухания в воде, д.е.; 
коэффициентнабухания в растворе реагента, д.е.;
В таблице 5 представленысведения онабуханииглин в исследуемых средах.
Сделанвывод, что по степени ингибированиянабухаемости катионы металловрасполагаются в следующий ряд: К+ >Ca2+ > Na+,что согласуется срезультатами исследованийдругих авторов, по мнениюкоторых влияние анионов,располагающихся в ряд HCOO-> CH3COO-> Cl-, оказывает не стольоднозначное действие как в случае скатионами.
С повышениемконцентрации соли (примерно до 10 % вес.), степень влиянияанионов муравьиной и уксусной кислотуравнивается. При дальнейшем повышении концентрации анионуксусной кислоты начинает оказыватьбольшее влияние наингибирование набухания глинистых минералов. По всейвидимости, это связано со способностьюанионов гидрофобизировать поверхность,т.к. в их составе содержится углеводородныйрадикал.
Наиболее подходящей средой, с точки зренияингибирования глинистых минералов, является раствор ацетата калия.
В таблице 6представлены результаты исследованийсвойств биополимерного раствора сиспользованием картофельногокрахмального реагента на основе пластовойводы различной плотности, а в таблице 7 биополимерсолевого раствора сиспользованием в качестве электролитаформиата натрия.
Их анализ показывает,что:
увеличение содержаниякрахмального реагента понижаетподвижность раствора, условная вязкостьповышается до 27 у.е.; при дальнейшемувеличении (более 2%) намечается еестабилизация;
содержание пластовой воды с малойвеличиной минерализации практически невлияет на изменение вязкостных свойствраствора ( =1080 кг/м3);показатель фильтратоодачи снижается сувеличением содержания крахмальногореагента. При его содержании около 2%показатель фильтрации близок к нулю,эффективная вязкость увеличивается;
повышение содержания пластовойводы повышает фильтратоотдачу раствора,снижает эффективную вязкость. Изменениестатического напряжения сдвига аналогичноизменению эффективной вязкости;
оптимальные концентрациикрахмального реагента в растворесоставляют: для минерализованных систем 1,0-2,0 %, дляпресных составов от 0,75 % до 2 %;
присодержании крахмального реагента врастворе в количестве 2 % фильтрационнаякорка формируется в первую минуту, причеммаксимальная скорость фильтрацииотмечается в начальный момент, далее темпее роста снижается с последующимзатуханием через 3 минуты. При содержании врастворе крахмального реагента менее 0,75 %происходит более медленное формированиефильтрационной корки, при этом начальнаяскорость фильтрации в 57 раз выше;
Таблица 5 – Результатыисследований кинетики набухания глинистоговещества пласта Ач3-4 в различных средах
| Раствор | Концентрация, % вес. | Времянабухания, мин. | Показания индикатора, мм | Коэффициенты, д.е. | Ингибирующая способность, | ||
| h0 | h | К1 | К2 | ||||
| Дистиллированная вода | - | 300 | 5,2 | 6,19 | 2,27 | 1,27 | 0 |
| Формиат натрия | 4,760 | 300 | 6,15 | 2,22 | 1,38 | 0,38 | 2,33 |
| 9,090 | 300 | 5,66 | 1,92 | 1,37 | 0,36 | 2,53 | |
| 16,67 | 300 | 5,26 | 1,62 | 1,33 | 0,33 | 2,87 | |
| 23,08 | 180 | 5,37 | 1,41 | 1,28 | 0,28 | 3,54 | |
| Ацетат натрия | 4,760 | 480 | 5,56 | 2,68 | 1,51 | 0,51 | 1,48 |
| 9,090 | 360 | 5,63 | 2,11 | 1,40 | 0,40 | 2,19 | |
| 16,67 | 300 | 5,60 | 1,77 | 1,34 | 0,34 | 2,78 | |
| 23,08 | 60,0 | 5,49 | 1,40 | 1,27 | 0,27 | 3,68 | |
| Формиат кальция | 4,760 | 120 | 5,24 | 2,22 | 1,45 | 0,45 | 1,81 |
| 9,090 | 120 | 5,36 | 2,12 | 1,42 | 0,42 | 2,02 | |
| Ацетат кальция | 4,760 | 450 | 5,07 | 2,31 | 1,49 | 0,49 | 1,61 |
| 9,090 | 450 | 5,46 | 2,19 | 1,43 | 0,43 | 1,98 | |
| 16,67 | 450 | 4,87 | 1,73 | 1,38 | 0,38 | 2,34 | |
| Ацетат калия | 4,760 | 120 | 5,83 | 1,42 | 1,26 | 0,26 | 3,92 |
| 9,090 | 120 | 5,85 | 1,22 | 1,22 | 0,22 | 4,75 | |
| 16,67 | 60,0 | 5,50 | 0,99 | 1,19 | 0,19 | 5,64 | |
| 23,08 | 120 | 5,74 | 0,84 | 1,16 | 0,16 | 7,18 | |
| 41,18 | 15,0 | 5,20 | 0,64 | 1,13 | 0,13 | 8,67 | |
| Хлорид калия | 4,760 | 120 | 5,29 | 1,87 | 1,38 | 0,38 | 2,37 |
| 9,090 | 120 | 5,64 | 1,32 | 1,25 | 0,25 | 4,11 | |
| 16,67 | 120 | 5,43 | 1,15 | 1,23 | 0,23 | 4,64 | |
| 23,08 | 60,0 | 5,25 | 0,98 | 1,20 | 0,20 | 5,38 | |
Таблица 6 – Результаты исследований влияниякартофельного крахмального реагента насвойства промывочной жидкости
| № | Крах-мал | Составраствора, % мас. | Показатели свойств | ||||||
| NаОН | ТВ | ПВ | , кг/м3 | УВ, с | Ф, см3/30мин. | , мПас | 0,дПа | ||
| 1 | 2 | 0,20 | 100 | - | 1021 | 27,1 | 3,0 | 12,0 | 7,5 |
| 2 | 1 | 0,10 | 100 | - | 1020 | 23,0 | 4,5 | 8,0 | 4,5 |
| 3 | 0,75 | 0,075 | 100 | - | 1017 | 20,4 | 6,0 | 4,5 | 4,5 |
| 4 | 0,5 | 0,05 | 100 | - | 1017 | 17,5 | 8,0 | 1,5 | 1,5 |
| 5* | 2 | 0,20 | 40 | 60 | 1064 | 24,5 | 4,2 | 10,0 | 6,0 |
| 6* | 1 | 0,10 | 20 | 80 | 1068 | 21,7 | 8,0 | 4,5 | 4,5 |
| 7* | 0,75 | 0,075 | 15 | 85 | 1071 | 19,5 | 12,0 | 3,0 | 1,5 |
| 8** | 2 | 0,20 | 15 | 85 | 1125 | 23,6 | 4,6 | 11,5 | 3,0 |
| 9** | 1 | 0,10 | 20 | 80 | 1138 | 20,0 | 7,2 | 5,0 | 2,75 |
| 10** | 0,75 | 0,075 | 15 | 85 | 1145 | 18,5 | 8,0 | 1,5 | 1,0 |
| 11** | 2 | 0,20 | 40 | 60 | 1123 | 21,3 | 2,0 | 7,0 | 4,5 |
Примечание: *-пластовая вода плотностью 1084 кг/м3; ** - пластовая водаплотностью 1180 кг/м3 | |||||||||
Таблица 7 – Результатыисследований физико-механических свойствтехнологических жидкостей с формиатомнатрия
| №п/п | Содержание реагентов, % | Плот-ность, кг/м3 | Услов-ная вяз-кость, с | Пластичес-кая вязко-сть,мПа·с | ДНС,дПа | Водо-отдача, см3/ 30 мин. | ||||
| фор-миатнатрия | полимерКМК | вода | пенога-ситель | напол-нитель МР | ||||||
| 1 | 30,0 | 4,0 | 66,00 | 0,13 | 0 | 1220 | 67 | - | - | 5,0 |
| 2 | 37,0 | 3,0 | 59,87 | 0,13 | 0 | 1270 | 62 | - | - | 4,5 |
| 3 | 39,0 | 3,0 | 57,76 | 0,24 | 0 | 1280 | 62 | - | - | 4,0 |
| 4 | 40,0 | 3,0 | 56,77 | 0,23 | 0 | 1295 | 63 | 39 | 134,1 | 4,0 |
| 5 | 42,0 | 3,0 | 54,77 | 0,23 | 0 | 1310 | 63 | 52 | 86,21 | 3,5 |
| 6 | 44,0 | 3,0 | 52,68 | 0,32 | 0 | 1330 | 63 | 53 | 91,00 | 3,2 |
| 7 | 44,0 | 3,0 | 46,68 | 0,32 | 6 | 1380 | 80 | 56 | 119,7 | 2,2 |
| 8 | 44,0 | 3,0 | 42,68 | 0,32 | 10 | 1400 | 100 | 62 | - | 4,6 |
| 9 | 43,0 | 3,2 | 41,46 | 0,32 | 12 | 1450 | 95 | 29 | 134 | 5,0 |
| 10 | 42,7 | 3,7 | 39,30 | 0,30 | 14 | 1450 | 100 | - | - | 5,5 |
| 11 | 44,3 | 3,7 | 37,70 | 0,30 | 14 | 1450 | 115 | - | - | 6,0 |
длябезглинистых буровых растворов сполисахаридами характернапротивоположная растворам на глинистойоснове зависимость процессов фильтрации встатических и динамических условиях.Фильтрация в статических условиях выше,чем в динамических;
раствор обладает достаточно высокойферментативнойустойчивостью и термостабильностью;фильтрационные корки высокойустойчивостью к минерализованным водам(практически непроницаемые для пластовыхвод), а после деструкции (через 20-30 дней)происходит повышение ихпропускной способности длякеросина и сохраняется непроницаемостьдля высокоминерализованных и пресныхвод;
набухаемость глинистой фазы вфильтрате раствора с формиатом натрияпрактически такая же, что и в фильтратах,содержащих ионы калия;
сочетание в рецептурахминерализованных растворов формиатанатрия с карбонатом кальция разной степенидисперсности и полисахарида, в качестверегулятора реологических свойств сразличными добавками, позволяетобразовывать плотную, низкопроницаемуюфильтрационную корку и не допускатьпроникновение фильтрата в пласт.Образование каркаса фильтрационной коркиосуществляется, в основном, за счеткарбоната кальция, размер фракции которогобольше, чем размеры пор или трещин. Длязаполнения каркаса более мелкимифракциями в качестве сшивателей подходятвсе предложенные полисахариды и ихпроизводные, в частности, КМК, сульфацел иПС;
предлагаемые сочетания химическихреагентов позволяют без особых сложностейрегулировать реологические и тиксотропныесвойства буровых растворов. Последниеимеют стабильные параметры в условияхвысоких температур и давлений в течениевремени, необходимого для вскрытияпродуктивного горизонта;
реагенты, используемые в составепредлагаемых растворов, имеют невысокуюстоимость, простую технологиюприготовления, сочетаются с большинствомшироко применяемых в бурениидобавок.
Наиболее эффективноприготовление рекомендованных растворовпо следующей технологической схеме:растворение феррохромлигносульфонатазаданной концентрации, ввод расчетногоколичества мраморной крошки,приготовление полимерного реагентатребуемого состава с последующим егоразбавлением водным раствором солейуксуснокислого калия либо формиата натрия.В процессе бурения осуществляетсяоперативный контроль качества буровогораствора. Корректировка состава ифизико-механических свойств производитсясогласно карте технологической обработки(таблица 8).
Таблица 8 – Картатехнологической обработки биополимерсолевогобурового раствора
| Отклонениепоказателей бурового раствора | Методопределения | Причина | Методыпредупреждения и устранения |
| Накоплениетвердой фазы | 1) по роступлотности бур. раствора; 2) по увеличению осадка впробе | Плохая очистка врезультате: 1) несвоевременного введенияфлокул; 2) несвоевременная чисткаотстойников или их отсутствие; 3) соединение емкостей внижней части или параллельная обвязка насосныхемкостей | 1) постояннаяобработка флокулянтом; 2) очистка отстойника; 3) изменение схемы обвязкициркуляционной системы; 4) при нарушении стабильностираствора, после очистки дополнительнаяобработка крахмальным реагентом |
| Повышение водоотдачи | По ВМ-6 илифильтрпрессу | 1) плохая очисткабуровогораствора; 2) низкое содержание крахмала(ниже регламентируемого); 3) нарушение стабильностираствора из-за попадания в негоагрессивных флюидов; 4) разложениекрахмала | 1) указановыше; 2) дополнительная обработкакрахмальным реагентом; 3) нейтрализация агрессивных флюидоввводом реагентов взависимости от агрессивной среды(кальцинированная сода, двуокись марганца,ПГМ, обработка флокулянтом); 4) замена раствора |
| Вспенивание | По изменениюплотности | 1) поступлениегаза из пласта, сероводорода; 2) ввод не полностьюрастворенного хлорида калия; 3) образование эмульсии снефтью; 4) начавшееся брожениекрахмала; 5) нарушение герметичностинасосных приемов; 6) низкий уровень бурового раствора внасосныхемкостях; 7) избыток ПАВ | 1) повышениеплотностибурового раствора; 2) ввод эмульгатора МЛ-51; 3) замена раствора; 4) дополнительноеприготовление бурового раствора; 5) ликвидациянегерметичности; 6) ввод пеногасителя,исключить ввод ПАВ |
К указанному видупромывочных жидкостей предъявляются те жетребования экологической безопасности,что и при работе с глинистыми растворами ирастворами солей натрия. К тому же данныйтип раствора менее токсичен и химическиагрессивен, чем растворы с КС1, NaCl,СаС12.
Опытно-промышленноевнедрение разработанных технологий,материалов и технических средствподтвердило результаты теоретических иэкспериментальных исследований. Такимобразом, цель работы достигнута:отмечается отсутствие загрязненных зон вприствольной части продуктивных пластов(отрицательный скин-эффект порядка 2,5-4,6),продуктивность скважин при испытаниивозросла в разведочных скважинах в2,85,2 раза, вэксплуатационных: нефтяных в 1,251,8 раз, в газовых в1,7-1,9 раз по сравнению с базовыми. Этопринесло предприятию доход в размере250275 рублей наметр проходки.
В четвертомразделе по результатампредставленных выше исследованийрассмотрена и изучена возможность ицелесообразность использования прицементировании обсадных колоннвысокомолекулярных соединений длярегулирования (повышения)седиментационной устойчивоститампонажных растворов.
ИсследованиямиБулатова А.И., Бережного А.И., Обозина О.Н.,Овчинникова В.П., Куксова А.К., Черненко А.В.и многих других отмечено, чтоседиментационная неустойчивостьиспользуемых рецептур тампонажныхрастворов приводит к осложнениям припроведении цементировочных работ инарушениям герметичности заколонногопространства, в особенности, на участках сповышенными зенитными углами.Седиментационная устойчивостьопределяется количеством несвязаннойжидкости затворения, ее реологическимисвойствами и плотностью твердой фазытампонажного раствора.
Изменениереологических свойств и снижениеколичества свободной воды затворениявозможно за счет введения в составраствора высокомолекулярных соединений(ВМС), из которых рекомендованы киспользованию: полисахариды, акриловыеполимеры, поливиниловые спирты,полиэтиленоксид, аллиламины, комплексныереагенты и другие. Другим перспективнымнаправлением повышения седиментационнойустойчивости тампонажных растворовявляется метод их гидроактивации впроцессе цементирования, основанный наувеличении гидравлической активноститампонажного материала.
В работе обоснованацелесообразность использования ВМС типаоксиэтилцеллюлозы (ОЭЦ). Они обладаютхорошей растворимостью в воде (последняянаиболее широко используется как жидкостьзатворения), устойчивы к воздействию солейи солям (хлоридам, нитратам, боратам,бихроматам и др.).
Рассмотрены маркиОЭЦ (таблица 9, 10), выпускаемые фирмами Hoechstмарки Tylose, Hercules, Pawder.
Таблица 9 – Показателиреологических и фильтрационных свойств
1 %-ных водных растворов Tylose, Сульфацел,Natrosol
ОЭЦ | Пластическаявязкость (), мПа·с | Предел текучести(0), дПа | Водоотдача (Фсм3/30 мин.) при Р=0,1МПа | |||
| на техн. воде | на р-ре 40%-ногоСаСl2 | на техн. воде | на р-ре 40%-го СаС12 | на техн. воде | на р-ре 40%-го СаС12 | |
| TYLOSE | ||||||
| ЕНМ | 33,0 | 53,0 | 62,0 | 102,0 | 20,0 | 14,0 |
| ЕНН | 46,0 | 52,0. | 183,0 | 84,0 | 6,5 | 6,0 |
| EHL | 21,0 | 43,0 | 14,0 | 24,0 | мгнов. | мгнов. |
| Н20Р | 7,0 | 20,0 | 0 | 3.0 | 50 за 8 мин. | 50 за 18мин. |
| СУЛЬФАЦЕЛ | ||||||
| 6867 | 8,0 | 17,0 | 5,0 | 6,0 | 45,0 | 15,0 |
| 11047 | 9,0 | 15,0 | 1,0 | 5,0 | 36,0 | 14,0 |
| 11094 | 9,0 | 15,0 | 0 | 4,0 | 25,0 | 13,0 |
| п.7994 | 5,0 | 11,5 | 0,5 | 3,5 | 11,5 | 31,5 |
| п.В-56 | 9,0 | 22,0 | 2,5 | 8,0 | 14,5 | 12,0 |
| п.6415 | 16,0 | 31,5 | 7,5 | 18,0 | 24,5 | 28?5 |
| NATROSOL | ||||||
| MBR | 32,0 | 37,0 | 70,0 | 70,0 | 22,0 | 27,0 |
| GR | 11,0 | 26,0 | 14,0 | 10,0 | 50 за 20 мин. | 50 за 18 мин. |
| H4BR | 31,0 | 37,0 | 105,0 | 123,0 | 37,0 | 18,0 |
| HHBR | 29,0 | 37,0 | 138,0 | 140,0 | 8,0 | 9,0 |
По результатамвыполненных исследований сделаныследующие выводы.
ОЭЦ Tylose:
всемарки легко растворяются в цементномрастворе. Поэтому добавку Tylose в цементныйраствор можно вводить в растворенном илисухом виде, но по влиянию на консистенциюлучшие результаты дает ввод ОЭЦ в видекашицы;
небольшая добавка Ту1оsе марки ЕНН(0,3%) совместно с ускорителем схватыванияСаС12эффективно снижает показательфильтратоотдачи. При этом 2-суточнаяпрочность цементного камня соответствуетпрочности тампонажного состава бездобавок; Tylose EHM дает аналогичный эффект присодержании в количестве 0,3-0,5 % от массыцемента, прочность цементного камня ввозрасте двух суток не снижается, а даженесколько увеличивается при добавкахСаС12 свыше 2 %;Tylose марки EHL, не снижая прочностныххарактеристик цементного камня,эффективно снижает водоотдачу, а добавкаСаС12увеличивает 2-суточную прочностьцементного камня (до 3,9 МПа); добавка Н20р вколичестве 0,7% эффективно снижаетфильтрацию цементного раствора,находящегося в динамике, но значительноувеличивает сроки схватывания притемпературе +22°С;
концентрация реагента ЕНМ вколичестве 0,3-0,5 % исключает прорыв водычерез столб цементного раствора, если всоставе цемента не менее 3 % СаС12. Концентрация ЕНМ до0,3 % бездополнительных добавок не исключаетпрорыва; добавка в состав тампонажногосостава конденсата этилсиликата (ЭТСК) иЛСТП позволяет дополнительно снизитьпроницаемость цементного теста, исключивпри этом прорыв пластовых вод; NaCl, усиливаяадгезионные свойства тампонажной смеси, всостав которой входит 0,5 % ЕНМ, позволяетполностью исключить гидропрорыв. Приконцентрации ЕНМ 0,3 % и наличии NaClвероятность прорыва снижается на 40 %; ЭТСКобеспечивает кольматацию поровогопространства за счет образованиягидросиликатов. Кроме того, ЭТСК ускоряетсроки схватывания. Присутствие ЭТСК вцементном растворе с концентрацией ЕНМ 0,5 %и более исключает прорыв, при концентрацииЕНМ 0,3 % вероятность прорыва снижается на 80%;
необходимое время перемешиванияпри концентрации ЕНМ 0,5% составляет неменее 30 мин. Увеличение времениперемешивания до 2-х часов не оказываетсущественного влияния на проницаемость.При концентрации ЕНМ 0,3% для исключенияпрорыва воды через столб цементной массытребуется увеличение времениперемешивания до 2-х часов.
Таким образом, можносчитать, что все испытанные марки Tylose можноиспользовать при цементировании скважинсо следующими концентрациями: ЕНН 0,3 %; ЕНМ 0,3-0,5 %; EHL 0,5 %; Н20р 0,7 %; времяперемешивания цементного раствора сдобавками Tylose должно быть не менее 1 часа,время прокачивания не более 2,5 часов.
ОЭЦ Natrosol:
добавки Natrosol фирмы Геркулес типаH4BR, HHBR, MBR, GR растворяются в цементныхрастворах, при этом являются понизителемфильтрации цементного раствора;
все реагенты Natrosol, кроме GR, сильнозагущают тампонажные составы даже приобработке ЛСТП и увеличивают 2-суточнуюпрочность цементного камня при содержанииускорителя схватыванияне менее 2%. Растворы, содержащие их, имеют очень малое время загустевания – около 50% от времени начала схватывания. В частности, загустевание тампонажных смесей сдобавками Natrosol марок HHBR, H4BR и MBR совместно сСаС12происходит в течение 1-1,5 часов. Через 30минут после приготовления растворыпрактически не прокачиваются.Загустевание тампонажной смеси с маркой GRпроисходит в течение 2 часов;
реагенты H4BR, HHBR, MBR не влияют на срокисхватывания цемента, увеличиваяпрочностные показатели цементногокамня;
растекаемость тампонажной смеси сдобавками Natrosol типа H4BR, HHBR, MBR имеет низкиезначения и не соответствует требованиямстандарта, обработка пластификатораминеэффективна;
в качестве добавок, регулирующихсроки схватывания и прочность цементногокамня, возможно использование реагентовСаС12 и ЭТСК; вкачестве пластификаторов - ЛСТП и НТФ. Приих использовании следует учитывать,что:
| Таблица10 – ВлияниеОЭЦ на свойства тампонажныхсоставов | ||||||||||
| Цемент | ОЭЦ, % | CaCl2, % | ЛСТП | Водоотдача, см3/30 мин при Р=0,7 Мпа | Растекаемость, мм | Плотность, кг/м3 | Срокисхватывания,ч-мин. | Прочность на изгиб через2 сут., Мпа | Время загустевания,ч-мин. | |
| начало | конец | |||||||||
| 100 | - | - | - | 98 за 33с | 190 | 1810 | 4-00 | 7-30 | 3,5 | 3-40 |
| Сульфацел | ||||||||||
| 100 | 0,9 (6867) | 2,0 | - | 33,0 | 130 | 1840 | 8-15 | 24-00 | 4,38 | 6-20 |
| 100 | 1,0 (6867) | 3,0 | - | 12,0 | 150 | 1840 | 8-20 | 10-35 | 3,9 | 6-40 |
| 100 | 1,0 (11047) | 3,0 | - | 15,0 | 180 | 1860 | 6-30 | 8-10 | 3,5 | 4-50 |
| 100 | 1,0 (11094) | 3,0 | - | 12,5 | 170 | 1850 | 6-05 | 7-45 | 3,7 | 4-50 |
| 100 | 0,8 (В-56) | 2,0 | - | 60,0 | 210 | 1840 | >8-00 | >10-00 | 3,4 | 8-45 |
| 100 | 1,0 (В-56) | 2,0 | - | 25,0 | 170 | 1840 | >8-00 | >10-00 | 2,3 | 10-00 |
| NATROSOL | ||||||||||
| 100 | 0,7 (GR) | 2,0 | 0,1 | 11,5 | 215 | 1800 | 5-00 | 6-50 | 4,5 | 2-30 |
| 100 | 0,4 (HHBR) | 2,0 | 0,1 | 21,5 | 150 | 1860 | 2-35 | 3-50 | 4,98 | 1-15 |
| 100 | 0,5 (MBR) | 2,0 | 0,1 | 27,0 | 160 | 1810 | 5-50 | 8-00 | 4,75 | 1-30 |
| 100 | 0,4 (H4BR) | 2,0 | 0,1 | 24,5 | 160 | 1830 | 2-40 | 5-20 | 3,34 | 1-20 |
| HOEHST TYLOSE | ||||||||||
| 100 | 0,5 (EHM) | 3,0 | - | 15,0 | 180 | 1840 | 6-50 | 8-50 | 2,9 | 2-30 |
| 100 | 0,3 (EHM) | 3,0 | - | 22,0 | 220 | 1850 | 4-40 | 6-30 | 4,8 | 3-30 |
| 100 | 0,5 (EHL) | 2,0 | - | 21,0 | 180 | 1830 | 6-25 | 8-25 | 3,9 | 5-00 |
| 100 | 0,3 (EHH) | 2,0 | - | 52,0 | 190 | 1840 | 7-00 | 9-00 | 2,9 | 4-50 |
| 100 | 0,7 (H20р) | 2,0 | - | 72,0 | 200 | 1830 | >8-00 | >10-00 | 2,6 | 8-40 |
| Примечание: в скобках указан номерпартии ВМС | ||||||||||
• реагент ЭТСК в сочетании сдобавками Natrosol повышает прочностьцементного камня, но при этомводоудерживающая способностьтампонажного раствора ухудшается, растворполучается неоднородным, комкообразным,сроки схватывания не соответствуютстандартным;
• добавки Natrosol в сочетании сСаС12 и ЛСТПувеличивают водоудерживающую способностьтампонажной смеси;
Natrosol типа GR замедляет срокисхватывания и загущает тампонажную смесь,но добавка хлористого кальция позволяетрегулировать сроки схватывания ирастекаемость тампонажнои смеси дозначений, соответствующихстандарту.
ОЭЦ Сульфацел:
добавки Сульфацела в сухом видеснижают показатель водоотдачи толькопосле 2-х часов перемешивания. При добавкеСульфацела в растворенном виде снижениепоказателя фильтрации тампонажногораствора достигается только после 1 часаперемешивания, что, по нашему мнению,связано с недостаточной егорастворимостью в сравнении с ОЭЦ другихторговых марок. Реагент Сульфацел 6867 присодержании более 0,9 % эффективно снижаетводоотдачу, но имеет низкую растекаемостьи чрезмерно высокие сроки твердения.Наиболее оптимальна концентрацияСульфацела от 0,8 до 1,2 % (меньшее количествоне обеспечивает снижения фильтрации, абольшее, уменьшая растекаемость, снижаетпрокачиваемость тампонажногораствора);
придостаточно низких показателях фильтрациисроки схватывания тампонажных материалов,обработанных Сульфацелом, удлиняются;снижается прочность цементного камня. Вкачестве ускорителя сроков схватываниярекомендуется использовать СаС12 в количестве2-3 %.Растекаемость тампонажных составовстановится выше или не ухудшается приконцентрации Сульфацела не более 1,0 %, а приконцентрации > 1,0 % существенноснижается;
наиболее эффективные партииСульфацела для снижения фильтрации В-56, 6867. Время ихперемешивания при вводе в растворенномвиде должно быть не менее 1 часа, номаксимальное снижение водоотдачидостигается через 2 часа перемешивания.Время прокачивания до 5 часов.
На основаниипроведенных исследований установлено, чтонаиболее эффективными по снижениюпоказателя фильтратоотдачи тампонажныхрастворов и поддержанию высокихреологических, структурно-механическихсвойств тампонажных составов является ОЭЦфирмы Hoechst TyloseEHM и EHL. Доступность ОЭЦ марки ЕНМопределяет его выбор как реагента длярекомендации к промышленномувнедрению.
Для уточнения иобъяснения механизма снижения водоотдачицементного раствора при вводе ОЭЦ былпроведен анализ вязкости фильтратовцементных растворов, обработанных ОЭЦ;водных растворов ОЭЦ и их фильтратов, атакже изучена кинетика фильтратоотдачицементных растворов, обработанныхОЭЦ.
Установлено, что:
вязкость фильтрата ОЭЦ,приготовленного на 40 %-ном водном раствореСаС12,значительно меньше вязкости исходногораствора (ф = 23,75 мПа-с; р =129,71 мПа-с);
показатель фильтрации водногораствора ОЭЦ, приготовленного на 40 %растворе СаС12,равен 7,0 см3 за30 минут при перепаде давления 0,1 МПа, а придобавлении в раствор Са(ОН)2 снижается до 2,0см3 за 30минут.
Эти данныесвидетельствуют о том, что при растворенииTylose EHM в 40% растворе хлорида кальцияпроисходит набухание и укрупнениемакромолекул ОЭЦ до размеров, превышающихразмеры пор фильтра (10 нм), в результатечего они задерживаются на его границе.Набухание ОЭЦ сопровождается связываниемсвободной дисперсионной среды, на чтоуказывает снижение показателяфильтрации.
Макромолекулы ОЭЦ вфильтрате тампонажного раствора необнаружены. Плотность фильтрата через 5минут предварительного перемешиваниясоответствует плотности жидкостизатворения, а после 30 минут плотностьфильтрата и его вязкость снижаются, причемвязкость фильтрата в дальнейшем остаетсяна постоянном уровне. Таким образом,снижение фильтратоотдачи цементныхрастворов, обработанных ОЭЦ марки Tylose EHM,обусловлено связыванием свободнойдисперсионной воды макромолекулами ОЭЦ иудержанием ее в системе портландцемент -дисперсионная среда при формированиицементного камня и возможном частичномосаждении макромолекул в порахфильтра.
На основаниирезультатов экспериментальных итеоретических исследовании, определенынаиболее оптимальные тампонажныесоставы и проведены их промысловыеиспытания. Технологическая схемацементировочных работ практически неотличалась от принятой на предприятии.Оценка качества работ проводилась с использованиемакустической цементометрии и скважинногогамма дефектомера-толщиномера (СГДТ).Негерметичность цементного кольцаоценивалась методом опрессовки.Исследования показали, что число скважин сналичием межколонных давлений резко (в 7-8раз) сократилось, число скважин снегерметичным кольцом практическиотсутствует.
Таким образом,промысловые испытания подтвердилиперспективность и целесообразностьиспользования высокомолекулярныхсоединений в составе тампонажныхрастворов.
В пятом разделе представлено обоснованиеиспользования методов гидравлическойактивации тампонажных растворов впроцессе цементирования скважин, описаныразработанные в соавторстве техническиесредства и технологии их применения.
Известно, что процессытвердения тампонажных растворов взначительной степени определяютсястепенью гидратации основных компонентоввяжущего материала. Воздействие наструктурообразование тампонажногораствора принято называть активацией.Последствия активационной обработки вкомпозиционных материалах ощущаются втечение длительного времени их службы.Выбор того или иного вида активации, аиногда и их совмещения, обуславливаетсятехнологическими задачами, главными изкоторых являются реализацияпотенциальных возможностей вяжущего дляуменьшения расхода цемента; создание болеепластичной системы без примененияорганических пластификаторов, замедляющихгидратацию и понижающих прочность;необходимость обеспечения ускоренноготвердения на определенном этапеструктурообразования, например, в периодсхватывания и т.д.
В работепроанализированы различныетехнологические приемы и методы активациитампонажных систем, такие как: активацияпри помоле в присутствии органическихвеществ; виброактивация цементныхрастворов, бетонов; активация устройствамироторного типа, аэродинамическимиизлучателями; использованиемагнито-механического,электрогидравлического итермоэлектрического воздействия;пароразогрев тампонажной смеси и др.
Учитывая спецификупроведения цементировочных работ,предложено использованиероторно-пульсационных аппаратов (РПА) втехнологической схеме цементирования игидроакустического активатора в оснасткеобсадной колонны. Прежде всего, это былообусловлено эффективностью их работы приприготовлении суспензий высокойконцентрации, диспергированием дисперснойфазы за счет механического взаимодействиядруг с другом.
Устройство РПАизготовлено в виде отдельного агрегата ивключается в циркуляционную обвязку передподачей тампонажного раствора вусреднительную емкость. Втаблице 11 представлены результатыэкспериментальных исследований поизучению влияния гидро-пульсационноговоздействия на физико-механическиесвойства тампонажных растворов различногосостава. Их анализпоказывает, что в этом случаеводоотделение тампонажных растворовзначительно снижается (в 3-5 раз). Снижениеотмечено и для тампонажного раствора сповышенным водосодержанием (В/Ц=0,7); пределпрочности цементного камня, в среднем,возрастает в 1,5 раза; ускоряется процессформирования цементного камня (срокиначала схватывания сократились на 10-15 %,конца схватывания на 7-10 %, времязагустевания на 6-10 %).
Учитывая важность инеобходимость, в первую очередь,обеспечения качественного разобщенияобъекта, являющегося источникомпоступления пластового флюида в скважину(продуктивного горизонта), было приняторешение совместить процесс гидравлическойактивации поставляемого тампонажногораствора непосредственно вскважине.
Таблица 11 Влияниегидродинамической активации нафизико-механические свойства тампонажныхрастворов
| Состав тампонаж-ногораствора | Во-до-твер-дое отн-оше-ние | Физико-механические свойстватампонажного раствора, камня | |||||||
| Плот-ность, кг/м3 | Водо-отделение, % | Расте-каемость, м | Сроки схватывания | Время загус-тевания, ч-мин | Предел прочности при изгибе (МПа) ввозрасте | ||||
| начало | конец | 2суток | 7 суток | ||||||
| Портланд-цемент | 0,5 | 1800 1870 | 0,5 2,5 | 0,215 0,220 | 6-15 6-35 | 9-20 9-40 | 7-00 7-25 | 3,90 2,75 | 6,80 6,20 |
| 0,7 | 1680 1700 | 1,5 3,5 | 0,235 0,240 | 7-45 7-55 | 10-50 11-20 | 8-50 9-00 | 2,35 2,15 | 5,20 4,50 | |
| Портланд-цемент + 6% CaCl | 0,5 | 1850 1845 | 0,5 0,4 | 0,195 0,190 | 6-00 5-40 | 9-00 8-10 | 7-00 6-15 | 3,95 4,1 | 5,10 7,15 |
| 0,6 | 1800 1810 | 0,5 0,5 | 0,215 0,210 | 6-30 6-05 | 9-40. 8-30 | 7-40 7-05 | 2,45 3,15 | 4,55 4,85 | |
| 0,7 | 1680 1685 | 0,5 0,4 | 0,235 0,215 | 7-20 6-30 | 10-15 9-25 | 8-10 7-40 | 2,45 3,15 | 4,20 4,45 | |
| Портланд-цемент + 3% CaCl + 0,5%ЛСТМ | 0,5 | 1660 1650 | 0,5 0,3 | 0,210 0,205 | 8-15 7-20 | 10-35 8-30 | 9-15 8-40 | 2,40 2,85 | 5,80 6,40 |
| 0,6 | 1620 1625 | 0,5 0,3 | 0.210 0,205 | 8-45 7-20 | 11-00 9-15 | 9-25 8-40 | 2,20 2,45 | 3,15 4,80 | |
| Портлаце-мент + 5% растворглины | 0,5 | 1740 1730 | 0,2 0,2 | 0.140 0,140 | 4-15 3-35 | 6-25 5-15 | 4-50 3-10 | 3,49 3,40 | 5,86 6,40 |
| 0,6 | 1720 1730 | 0,4 0,4 | 0,165 0,165 | 4-55 3-40 | 7-20 5-50 | 6-00 7-50 | 3,15 3,50 | 5,40 6,60 | |
| 0,75 | 1680 1680 | 0,5 0,5 | 0.190 0,180 | 6-45 5-15 | 10-20 9-10 | 7-50 6-10 | 2,70 3,05 | 5,40 6,80 | |
| 0,8 | 1680 1685 | 0,5 0,5 | 0,195 0,180 | 6-55 5-15 | 10-40 9-10 | 8-00 6-50 | 2,55 2,60 | 5,30 6,40 | |
| 1.0 | 1640 1640 | 0,5 0,5 | 0,219 0,205 | 8-15 7-10 | 11-35 9-40 | 9-15 7-50 | 2,20 2,60 | 5,38 5,52 | |
| Портланд-цемент + 10%активиро-ванного материала (АМ) | 0,5 | 1800 1800 | 3,0 0,5 | 0.210 0,205 | 6-15 5-35 | 10-05 9-50 | 8-50 7-10 | 3,15 3,45 | 6,15 7,25 |
| 20 %АМ | 0,5 | 1780 | 2,5 | 0,215 | 6-25 | 10-00 | - | 3,35 | 4,4 |
| 40%АМ | 0,5 | 1760 | 2,5 | 0.210 | 6-30 | 9-45 | - | 3,5 | 3,9 |
| 60%АМ | 0,5 | 1760 | 2.0 | 0,25 | 6,05 | 9-25 | - | 3,7 | 3,9 |
| Примечание: в числителе указаныфизико-механические свойства тампонажногораствора, не подвергнутого активации; взнаменателе – подвергнутого. | |||||||||
Для этого совместно спрофессорами Кузнецовым Ю.С. иОвчинниковым В.П. разработаны два вариантагенераторов импульсов давления,устанавливаемых над башмаком обсаднойколонны. Обе конструкции основаны напринципе генерирования в потокепрокачиваемой жидкости кавитационныхимпульсов давления. В первом вариантеобразование парогазовой областиосуществляется за счет закручиванияпотока жидкости в гидровихревой насадке,во втором напринципе жидкостного свистка. Струя потокажидкости подается под давлением черезсопло на острие пластинки, закрепленной вдвух местах в корпусе башмака. Под ударомструи жидкости пластинка колеблется,излучая два пучка ультразвука,направленных перпендикулярно к ееповерхности. Частота колебаний,возбуждаемых излучателем, составляетоколо 30 кГц. Дополнительно над пластинойразмещается металлический шар. Колебанияшара, вызванные генерируемыми импульсами,способствуют дополнительномумеханическому воздействию на дисперснуюфазу цементно-водной суспензии, повышениюее удельной поверхности).
Проведены стендовыеиспытания разработанных конструкцийгенераторов кавитационных импульсовдавлений. Гидравлические сопротивления,обусловленные установкой этих устройств воснастку обсадной колонны, создаютдополнительный перепад давления, непревышающий 1,65-1,94 МПа.
Весь комплекспредлагаемых решений был апробирован наскважинах Северо-Уренгойскогоместорождения на кустах: 109 (6 скважин) и 106(6 скважин). Результаты однозначно показалиповышение качества работ по обеспечениюразобщения продуктивного пласта. Доляинтервалов с классификацией наличияцементного камня за колонной (СГДТ) ижесткого сцепления цементного камняпородой достигла в интервалепродуктивного пласта 95-97 %, – выше 48-53 %(остальное на долю частичногосцепления).
Герметичностькольцевого пространства при эксплуатациискважин в течение определенного времени,как правило, нарушается. Это, прежде всего,вызвано изменениями избыточных внутреннихи наружных давлений, приводящих кнарушению герметичности контактной зоныцементный камень – обсадная колонна.
Проведенными винституте «ТатНИПИнефть»экспериментальными исследованиями былопоказано, что при внутреннем давлении,равном 15 МПа, в трубах диаметром 146 мм итолщиной стенки 10 мм группы прочности Двозможна радиальная деформация в 40 мкм.Кроме того, изменение температуры приводитк образованиюзазоров между обсадной колонной ицементным камнем, которые, в зависимости отдиаметра и толщины стенок обсадных труб,могут достигать 0,652 мкм. При этомпроисходит нарушение сплошности цементнойоболочки, ее разрыв и ухудшение сцепленияцементного камня с обсадной трубой.Результат преждевременное обводнение скважин илипрорыв газа.
Предупреждениерадиальных деформаций обсадных трубвозможно путем включения в оснасткуобсадной колонны специального устройства,исключающего радиальную деформациюобсадной колонны - компенсатора измененияизбыточного давления.
Компенсаторпредставляет собой устройство, работающеепо принципу рессоры и состоящее извнутренней и внешней трубы. Во внешнейтрубе имеется клапан. Пространство междутрубами заполняется воздухом или другимгазом, например, азотом.
При цементированиидавление столба цементного раствора,воздействуя
на наружную трубу,вызывает в ней деформацию в направленииоси скважины. Труба, находясь в напряженномсостоянии после ОЗЦ, в результате снижениязатрубного давления прижимает цементный камень кстенке скважины, тем самым повышаягерметичность в зоне контакта «цементныйкамень обсадная колонна», «цементный камень горная порода».
Изменения (приэксплуатации скважины)внутреннего давления,деформируют внутреннюю трубу. Засчет вызванного этим перемещенияуменьшается объем межтрубногопространства в устройстве и,следовательно, увеличивается давлениевоздуха в нем. Увеличение давления воздухане приводит к деформации наружной трубы,при которой возможно разрушениецементного камня.
Таким образом, за счетизменения давления воздуха в межтрубномпространстве, на контакте наружная труба цементныйкамень не возникают напряжения, способныеразрушить цементный камень, что сохраняетего целостность, следовательно, надежностьразобщения пластов повышается.
Разработана методикарасчета прочностных характеристикобсадных труб в зависимости от давлений винтервале их установки. Расчетамипоказано, что до глубины 2000 м могут бытьиспользованы обсадные трубы 1689 группы прочности D.Начальное давление газа в межтрубномпространстве должно составлять 12–14 МПа, сминающеедавление составляет 25,2 МПа, цементнаяоболочка снижает боковое давление до 13МПа.
В шестомразделе предложеныконструкции низа эксплуатационных колонн,позволяющие устранить отрицательныепоследствия первичного вскрытия ицементирования скважин при вторичномвскрытии продуктивных пластов, сиспользованием безперфораторного способаи термовоздействия на пласт.
Предлагаетсякомплексная технология разобщения ивскрытия пластов безперфораторноговоздействия с использованием фильтровспециальной конструкции.
Устройство низаобсадной колонны для разобщения и вскрытияпластов (рисунок 3) состоит из фильтра 1 сзаглушками 2 и втулкой 3, компенсаторадавления 4, состоящего из внутренней трубы5, наружной трубы 6, соединенных муфтами 7,соединительного (башмачного) патрубка 8,башмака 9, жесткого центратора 10,пружинного центратора 11, обсадных труб 12,соединительных муфт 13.
Фильтр представляетсобой обсадную трубу диаметром 146 (168) мм спросверленными в ней отверстиями,спускаемую в скважину в составеэксплуатационной колонны. Заглушкаизготавливается из магниевого сплава МЛ2или МЛЗ, который в условиях скважиныразрушается под воздействием техническойсоляной кислоты, вследствие чего вобсадной колонне создаются перфорационныеканалы. При глинистости продуктивногопласта 2 % и более (по объему) вместо солянойкислоты может быть применена грязеваякислота (НС1 + HF), или техническая солянаякислота с добавкой 45 % (по весу) бифторид-флюида аммония(БФА).
а) б)
Рисунок 3 – Оборудованиениза обсадной колонны (а)и схема ее расположения вскважине (б)
Использование фильтраспособствует ускорению строительстваскважин, уменьшению стоимости вторичноговскрытия и его совмещению с процессомопробования пласта, сохранениюгерметичности цементного кольца заобсадной колонной.
Порядок выполненияработ по указанной выше технологииследующий:
по данным комплекса геофизическихисследований определяют интервалызалегания нефтеносного, газоносного иводоносного пластов, их толщину, наличие итолщину глинистого пропластка.Геологическая служба бурового предприятияоценивает возможность применения даннойкомпоновки, а также дает рекомендации по ееразмещению;
устанавливаютоборудование в выбранном интервале.Подгонка оборудования и его точнаяустановка в назначенном интервалекорректируется использованием локаторамуфт. Подготовка ствола осуществляетсяшаблонированием, а цементированиеэксплуатационной колонны проводится поприятной технологии;
спускается колоннаНКТ с пусковыми муфтами под освоение,скважина тщательно промывается отглинистого раствора до чистой воды;
после обвязки устьяскважинной арматурой закачиваетсякислотная жидкость из расчета 0,5 м3 на 1 погонный метрфильтра. Через 2,5 3,0 часа реакции соляной кислоты смагниевыми заглушками создаетсяизбыточное давление не более 8,010,0 МПа, вследствиечего образуются перфорационные отверстияв обсадной колонне. Кислоту продавливают впласт, если коллектор терригенный, илиоставляют на забое в качестве кислотнойванны, если продуктивный пласт представленкарбонатами, после чего скважинаосваивается. Оценка качества вскрытия иразобщения пластов производится методамигеофизических исследований, а также порезультатам освоения и эксплуатации впервый и последующий годы.
Вместо описаннойконструкции фильтра возможноиспользование специальных фильтров(рисунок 4).
Фильтры изготовленыиз обсадных труб и состоят из корпуса 1 сфильтрационными отверстиями 2,заглушенными магниевыми пробками 3. Ккорпусу присоединяются полумуфты 4, ккоторым приваривается кожух 5,изготовленный из обсадной трубы большегодиаметра и имеющий вертикальные щели,расположенные в шахматном порядке иперекрывающие друг друга.
Рисунок 4 Конструкция фильтра двухсторонней связи ипротивопесочного фильтра
Полость междукорпусом 1 и кожухом 5 заполняетсягранулированным магнием 6 крупной фракции(5–10 мм) марки МРШ-95.Отличительной особенностью второгофильтра является наличие клапанов 11.
Технологиятермокислотной обработки позволяетосуществлять вскрытие пластов безсоздания давления насосным агрегатом иобеспечивает полное разрушение цементногокамня по всей толщине продуктивногопласта, так как толщина цементного камняпротив фильтра уменьшается почти в 2 разапо сравнению с базовым вариантом(безперфораторный способ ОРВ).
Подготовка ствола,спуск, шаблонирование и цементированиеэксплуатационной колонны проводятся пообычной технологии.
Соляно-кислотная ваннаустанавливается на 8-12 часов в скважине длярастворения магниевых заглушек и реакциикислоты с гранулированным магнием:
Если Рпл < 0,9 Рг, то скважинуосваивают (Рпл пластовоедавление; Рг гидростатическое давление столбажидкости в стволе перед вторичнымвскрытием). Вслучае, когда Рпл > 0,9 Рг, то кислоту продавливают в пласт.Скважину осваивают через 23 часа.
Преимуществатермокислотной обработки перед кислотнойявляются неоспоримыми, так как скоростьреакции горячей кислоты с породами в45 раз выше, чем холодной.Термокислотная обработка способствуетвосстановлению коллекторских свойствпродуктивного пласта, ухудшенных впроцессе вскрытия его бурением и цементированием, атакже предотвращению отложений смолисто-парафиновых веществ впризабойной зоне пласта, возникающих врезультате охлаждения забоя, особенно, взимних условиях строительства скважин.
Известно также, что притермокислотной обработке выделяетсябольшое количество водорода, частькоторого растворяется в пластовой нефти,снижая ее вязкость, а при созданиидепрессий на пласт нерастворившийсяводород способствует ее вытеснению к забоюскважины.
В скважинах,оборудованных фильтрами указанной вышеконструкции, можно проводить иводоизоляционные работы с применениемпакерующих устройств, используяспециальные отверстия, выполненные противводоносного пласта. При этомобеспечивается направленная изоляцияисточника обводнения.В качестве изолирующихреагентов можно применять полимерныематериалы. Работы выполняются споследующим цементированием. Повторнаяперфорация нефтеносного пласта непроизводится.
Наличие клапанов 11 ииспользование в качестве фильтрующегоматериала нерастворяемых твердых веществ,например, чугунной дроби с уменьшениемкрупности по высоте снизу вверх позволяетрекомендовать установку фильтра противпластов, склонных кпескопроявлениям. В этом случае по колонне НКТзакачивается техническая соляная кислотадо интервала расположения фильтра израсчета 0,3 м3на 1 погонный метр вскрываемой частифильтра. Кислотная ванна устанавливаетсяна 1824 часа.Вступая в реакцию с соляной кислотой,магниевые заглушки полностьюрастворяются. В результате этогообразуются каналы сообщения междувнутриколонным пространством и полостью,образованной кожухом. Скважинаосваивается.
При необходимости,очистку фильтра проводят следующимобразом. Вскважину на НКТ спускается пакер, которыйустанавливается между внутренним фильтрационнымотверстием фильтра и обратнымклапаном. После закачивания вовнутриколонное пространство воды с ПАВсоздается избыточное давление, открываетсяшариковый клапан фильтра, врезультате чего вода с ПАВ под давлениемпоступает в кольцевое пространство,образуемое корпусом и кожухом, поднимаетсявверх до фильтрационных отверстий,далее во внутриколонноепространство, увлекая при этом за собойилистые отложения; часть воды с ПАВ,находящаяся под давлением, проникаетчерез вертикальные щели кожуха в пласт, врезультате чего происходит очистка щелейфильтра.
ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ ИРЕКОМЕНДАЦИИ
- В результатенаучногообобщения сделан вывод о том, что несмотря на определенныедостижения ООО «Газпром бурение» в области строительстваскважин, сегодняшнееорганизационно-техническое и технологическоесостояние буровых работ требуетразработки и внедрения инновационныхтехнико-технологических проектов поускорению сроков строительстваскважин,обеспечению сохранности естественныхфильтрационно-емкостных свойств инадежности разобщения вскрываемыхпродуктивных пластов.
- Обоснованы иоптимизированы рецептурыпромывочных жидкостей. Длявскрытия продуктивных пластов скоэффициентами аномальности до 1,24 рекомендовансостав: картофельный крахмал – 2 %, каустическаясода (NaOH)–0,08 %,метасиликат натрия – 1,2 %,хлорид калия – 3 %,остальное –пластовая либо техническаявода. Для пластов скоэффициентом аномальностиболее 1,24 можно использовать: полимер (сульфацел до 3 %, либокартофельный крахмальный реагент – до 5 %, либо Xanthan gun–0,1-10,15 %) + электролит (формиат натрия9-45 % или ацетат калия– 28 %)+ утяжелитель (мраморнаякрошка – до45 % или барит – 10-60 %). В случаеприменения инертных добавок(утяжелителей), последний предварительнообрабатывают ПАВ – ФХЛС (феррохромлигносульфонат)– до 3 %.
Для предупреждения возможного вспенивания раствора вводитсяпеногаситель МАС 200, растворенный вдизтопливе в соотношении 1 : 20 – до 0,4 %,остальное – техническая вода.Разработанытехнологическиесхемы ихприготовления. В зависимости отстепени минерализации дисперсионной средыпараметры раствора остаются стабильнымипри температурах 20-30°С в течение 20-30 суток, а при циклическомповышении иснижении температуры раствора в диапазоне20-90 °С –в течение 15-20 суток. Растворы безметасиликата натрияферментативно устойчивы в течение 7-10 дней.
При опытно-промышленном внедрении отмечено отсутствиезагрязненных зон в приствольной частипродуктивных пластов (отрицательныйскин-эффект порядка 2,5-4,6), продуктивностьскважин при испытаниивозросла: в разведочныхскважинах в 2,8-5,2 раза, в эксплуатационных,нефтяных –в 1,25-1,8 раз, в газовых – в 1,7-1,9 раза по сравнению с базовыми.Чистый экономический доходпредприятия составил 250-275рублей на метр глубины скважины.
- Модернизированатехнология вскрытия продуктивных пластовза счет использования метода кольматации вщадящем режиме, с применением в качествекольматационной среды биополимерсолевогораствора. Время «существования»кольматационного экрана управляетсяреагентами-деструкторами (метасиликатнатрия, пероксид водорода и пергидратмочевины). При введении в раствор порядка 0,1% пергидрата мочевины проницаемостьколлектора восстанавливается полностью.Пероксид водорода в сочетании с мочевинойнейтрализует активность ферментов,процесс ферментативного броженияпрекращается. После дополнительнойобработки крахмальным реагентом растворвосстанавливает свои свойства и может бытьиспользован на следующей скважине.
- Для решенияпроблемы обеспечения сохранностиколлекторских свойств продуктивныхпластов рекомендовано использованиебиополимерсолевых растворов. Биополимерадсорбируется на поверхности поровыхканалов, сужает их, образуеткольматационный экран на глинистыхвключениях, предотвращаетих гидратацию и набухание. Связывая значительное количестводисперсионной среды, онспособствует снижениюпроцесса фильтратоотдачи буровогораствора. Электролиты (соли хлорида калия, ацетата калия либоформиата натрия) ингибируют процессы гидратации идиспергации глинистых включений,снижаютповерхностное натяжение и капиллярное давление, защищаютбиополимерный реагент от воздействия бактерицидов и регулируютплотность раствора. Для повышенияферментативной устойчивости итермостабильности крахмального реагентапредложенввод в его состав метасиликата натрия.
- Разработана ирекомендована к внедрению методикаконтроля и управления осевой нагрузкой надолото и частотой вращенияпородоразрушающего инструмента прибурении наклонно направленных игоризонтальных скважин для изменениявеличин момента и нагрузки до посадкидолота на забой и непосредственно принагружении долота. Методика успешноиспользована при бурении скважин наУренгойском и Урненскомместорождениях.
- Теоретическиобосновано и экспериментально доказано,что модульное разделение ротора винтовогозабойного двигателя по окончании шага винтовойлинии, последующее их объединение иразворот осей на определенный уголснижаетуровень поперечных колебаний двигателя, повышаетэнергетические характеристики и увеличивает срокиего работы. Для двигателей Д1-195В, ДГР-178.6/7.57 иДГР-178.7/8.37 установлено увеличение механической скоростибурения в среднем на 18 %, моторесурса двигателя на 60-70 %.
- Для повышениянадежности разобщения продуктивныхгоризонтов рекомендовано использованиеметодов гидроактивации тампонажногораствора: при его приготовлении включениемв технологическую схему цементированияротационно-пульсационного активатора(РПА). Гидродинамическая активация РПАосуществляется воздействием наобрабатываемую среду гидравлическихударов, кавитации, больших напряженийсдвига, возникающих в узких радиальныхзазорах между вращающимися и неподвижнымцилиндрами. Изучено положительное ихвлияние на изменение физико-механическихсвойств тампонажных растворов.
Для осуществлениягидровоздействия на свойства тампонажногораствора при его выходе из башмакаобсадной колонны разработаны два вариантаконструкции последнего. В первом вариантегенерирование импульсов давления основанона принципе образования парогазовойворонки за счет закручивания потока, вовтором - генератор сконструирован напринципе жидкостного свистка.
Разработанатехническая документация на ихизготовление и применение, РПА использованна 18 скважинах, забойные генераторыкавитационных импульсов давления на– 23 скважинах. В полном комплексе(РПА и забойные генераторы) использованына 13 скважинах.
- Доказано, чтоприменение водорастворимыхвысокомолекулярных соединений в составетампонажных растворов снижает ихфильтратоотдачу, повышаетседиментационную устойчивость игерметичность заколонного пространства.Обоснован выбор полимеров из группыоксиэтилцеллюлозы – Tyloseмарок ЕНМ в количестве 0,3-0,5 %и ЕНL – 0,5 %.Рекомендуется их введение в составраствора виде кашицы, не исключается– врастворенном и сухом виде. Времяперемешивания тампонажного растворадолжно быть не менее одного часа. Длярегулирования сроков схватывания иреологических свойств тампонажногораствора рекомендуемые полимеры успешномогут сочетаться с хлоридом кальция (2-3 %) иЛСТП (0,1 %). Усадочные явления не оказываютвоздействия на качество цементирования,поскольку они протекают в ранние срокитвердения. Объяснен механизм сниженияфильтратоотдачи. Внедрено с положительнымрезультатом на более чем 150скважинах.
- Разработанаконструкция устройства, снижающеговоздействия на цементный камень измененийвнутренних и наружных давлений,температурных напряжений в процессеожидания затвердевания тампонажногораствора и эксплуатации скважин, чтоисключает формирование каналов вконтактных участках «цементный камень– обсаднаяколонна», «цементный камень – горная порода».Расчетным методом, по известным и принятымматематическим моделям, проведена оценкапрочностных характеристик основных узловустройства. Результаты показали егоработоспособность и возможностьиспользования в составе обвязки обсаднойколонны.
- Дляпредупреждения трещинообразования вцементном камне рекомендуетсяиспользование безперфораторного способавторичного вскрытия с термофизическимвоздействием на пласт, реализация которогообеспечивается установкой в компоновкениза обсадной колонны фильтров:односторонней связи, заколонного,противопесочного. Описаны технологииработ, области применения и вариантыустановок в зависимости от геологическогорасположения и строения залежей нефти игаза.
- Теоретическиеи конструкторские разработки, результатыэкспериментальных и промысловыхисследований вошли в учебно-методическиекомплексы и используются при подготовкеспециалистов специальности «Бурениенефтяных и газовых скважин», бакалавров имагистров направления «Нефтегазовоедело», а также специалистами отраслевыхинститутов при разработке технологическихрегламентов и проектов на строительствоскважин.
Содержание диссертационной работы опубликовано в 52печатных работах, основные из которыхследующие:
а) научные статьи, в изданиях поперечню ВАК РФ
- Клюсов А.А. Гидродинамическаяактивация тампонажных растворов / А.А. Клюсов, А.Н.Гноевых, Ю.Р.Кривобородов, А.В. Рудницкий, А.А. Рябоконь,Е.А. Коновалов, А.В.Будько // Газовая промышленность. –1997. – № 1.– С. 36-37.
- Татауров В.Г.Повышение качества разобщения проницаемыхпластов полимерцементнымисоставами / В.Г. Татауров, П.В. Овчинников,А.В. Будько // Известия вузов. Нефть и газ. – 1997. – № 6. – С.58.
- Овчинников В.П.Проблемы при строительствегазовых скважин на месторождениях севераТюменской области и их решения / В.П. Овчинников, П.В. Овчинников, В.М.Шенбергер, А.В. Будько, Д.Ю.Скворцов //Бурение и нефть. –2000. – № 1. – С. 16-18.
- Будько А.В. Облегченные тампонажные растворыдля цементирования газовых скважинместорождений Крайнего Севера / А.В. Будько, А.А. Фролов, В.П.Овчинников,П. В. Овчинников //Известия вузов. Нефть и газ. – 2000. – № 2. – С. 27-33.
- Овчинников В.П. Буровые растворы для вскрытияпродуктивных пластов / В.П. Овчинников,Н.А. Аксенова, П.В.Овчинников,В.В. Салтыков, В.Ф. Сорокин, А.В. Будько, О.В. Гаршина, А.М.Нацепинская, В.Г. Татауров //Известия вузов. Нефть и газ. – 2000. – № 4. – С. 21-26.
- Будько А.В. Совершенствованиетехнологий и технических средств дляцементирования скважин месторожденийКрайнего Севера / А.В. Будько, А.А. Фролов, П.В.Овчинников // Известиявузов. Нефть и газ. – 2000.– № 5. –С. 38-43.
- Будько А.В. Комплекснаятехнология разобщения и вскрытияпродуктивных пластов/А.В. Будько, В.П. Овчинников, Н.А. Аксенова, Ю.С. Кузнецов // Бурение. –2001. – № 6. – С. 27-31.
- ОвчинниковП. В. Крепление скважин в условияханомально низких пластовых давлений/ П.В. Овчинников, М.В. Двойников, В.П.Овчинников, А.А.Фролов, А.В. Будько, С.В.Пролубщиков, Ш.К. Арыпов //Известия вузов. Нефть и газ. – 2005. – № 2. – С.28-34.
- Овчинников В.П.Применение методовматематической статистики к анализупромысловых данных /В.П. Овчинников, Е.Г. Гречин, С.Г.Атрасев, А.Л. Каменский, А.В.Будько //Бурение инефть. –2006. – № 7-8. – С. 14-15.
- БудькоА.В. Совершенствование технологиибурения скважин с горизонтальнымокончанием на месторождениях севераТюменской области / А.В. Будько, В.П. Овчинников, М.В. Двойников,С.В. Пролубщиков //Бурение инефть. –2006. – № 11. – С. 31-34.
- БудькоА.В. Технология вскрытия продуктивныхотложений Оренбургского НГКМ с применением метода химической кольматации / А.В.Будько, В.П.Овчинников, М.В.Двойников, С.В.Пролубщиков // Известия вузов.Нефть и газ. – 2006. – № 3. – С. 25-31.
- Овчинников В.П.Совершенствование узловвинтовых забойных двигателей для буренияскважин / В.П.Овчинников, М.В.Двойников, А.В. Будько, С.В.Пролубщиков // Бурение и нефть. – 2007.– № 1. – С. 51-52.
- Двойников М.В.Совершенствование конструкции винтовыхдвигателей для бурения скважин / М.В.Двойников, В.П. Овчинников, А.В. Будько, С.В.Пролубщиков // Бурение и нефть. – 2007.– № 3. – С. 52-54.
- БудькоА.В. Определение осевой нагрузки надолото при бурении скважин сгоризонтальным окончанием /А.В. Будько, М.В. Двойников, В.П. Овчинников, С.В. Пролубщиков// Бурениеи нефть. – 2007. – № 5. – С. 18-20.
- ОвчинниковВ.П. Управление потокомбурового раствора в кольцевомпространстве скважины при вскрытиипродуктивных пластов / В.П. Овчинников, М.В.Двойников, А.В. Будько, С.В.Пролубщиков // Бурение и нефть. – 2007.– № 07-08. – С. 46-47.
- Двойников М.В. Квопросу продления срока службы винтовыхзабойных двигателей / М.В. Двойников, В.П. Овчинников, А.В. Будько, С.В. Пролубщиков // Бурение и нефть. – 2007. – № 10. – С. 40-46.
- ДвойниковМ.В. Результатыисследований в области разработки техникии технологии бурения наклоннонаправленных и горизонтальных скважинвинтовыми забойными двигателями / М.В.Двойников, В.П. Овчинников, А.В. Будько, П.В. Овчинников, С.В.Пролубщиков // Научно-технический журнал «Наука и техника в газовойпромышленности». –2010. – № 1. – С. 15-32.
- БудькоА.В. Технологические жидкости длявскрытия терригенных пород-коллекторов саномальными пластовыми давлениями / А.В. Будько, П.В. Овчинников, В.В. Салтыков, И.Г. Яковлев // Бурение и нефть. – 2007. – № 1. – С. 34-35.
- Егорова Е.В.Эффективность применения новыхингибирующих реагентов на основе таловогопека при бурении на Астраханском ГКМ /Е.В. Егорова,А.В. Будько, В.А. Мнацаканов идр. // Строительство нефтяных и газовыхскважин на суше и на море.– М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2010. – № 1. – С. 29-35.
- Двойников М.В.Исследование поперечных колебанийвинтового забойного двигателя / М.В.Двойников, В.П. Овчинников, А.В. Будько,С.В. Пролубщиков // Бурение и нефть. – 2010.– № 1. – С. 10-12.
б)монографии
- Будько А.В.Управление и контроль параметров буренияскважин винтовыми забойными двигателями:Монография / А.В. Будько, М.В. Двойников, В.П.Овчинников, П.В.Овчинников. – М.:ЗАО«Белогородская областная типография»,2009. – 136с.
- Будько А.В.Совершенствование конструкций винтовыхзабойных двигателей для бурения скважин:Монография / А.В. Будько, М.В. Двойников, В.П.Овчинников, П.В.Овчинников, А.И. Шиверских.– Тюмень:ООО «Печатник», 2010. – 141 с.
в)патенты РФ
- Пат. 2277570 РФ, С1 С09 К 8/04. Солестойкий буровой раствор длявскрытия продуктивных пластов / А.В. Будько, П.В. Овчинников,И.Г. Яковлев, А.А. Фролов,С.В. Пролубщиков (Россия). – № 2004134648/03; Заявлено26.11.2004; Опубл. 10.06.2006, Бюл. № 16.
- Пат. 2277569 РФ, С1 С 09 К 8/02.Буровойраствор / А.В.Будько, П.В.Овчинников, И.Г.Яковлев, А.А. Фролов, С.В. Пролубщиков(Россия). – № 204134762/03; Заявлено29.11.2004; Опубл. 10.06.2006, Бюл. № 16.
- Пат. 2277571 РФ, С1 С09 К 8/08. Безглинистый буровой раствор/ П.В. Овчинников, И.Г. Яковлев, А.А.Фролов, А.В. Будько, С.В.Пролубщиков (Россия). –№ 2004135682/03; Заявлено06.12.2004; Опубл. 10.06.2006, Бюл. № 16.
- Пат. 2277572 РФ, С1 С09 К 8/08. Высокоминерализованныйбезглинистый буровой раствор / А.В. Будько, П.В. Овчинников,И.Г. Яковлев,А.А. Фролов, С.В.Пролубщиков (Россия). – №2004135683/03;Заявлено 06.12.2004;Опубл. 10.06.2006,Бюл. № 16.
- Пат. 2303047 РФ. Высокоингибированный буровойраствор / А.В. Будько, А.Я. Третьяк, В.А. Мнацаканов, В.С.Зарецкий (Россия); Заявлено10.05.2006; Опубл. 20.07.2007, Бюл. № 20.
- Пат. на полезнуюмодель № 53721РФ. Устройство для передачиинформации с забоя скважины/ А.А. Фролов, А.В.Будько, К.Е.Панов, В.А. Мнацаканов и др.(Россия);Заявлено 20.12.2005; Опубл. 27.05.2006,Бюл. № 5.
- Пат. 2313648 RU, Е 21 В4/02. Устройство для буренияскважин / В.П. Овчинников, М.В. Двойников,А.В. Будько,А.Л. Каменский. – № 2006116075/03; Заявлено 10.05.2006;Опубл. 27.12.2007,Бюл. № 36.
Соискатель А.В. Будько
