авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ РОССИЙСКАЯ БИБЛИОТЕКА - WWW.DISLIB.RU

АВТОРЕФЕРАТЫ, ДИССЕРТАЦИИ, МОНОГРАФИИ, НАУЧНЫЕ СТАТЬИ, КНИГИ

 
<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:     | 1 | 2 ||

Разработка технологии сохранения устойчивости литифицированныхглин на основе регулируемой кольматации

-- [ Страница 3 ] --

Однако обработка полимерного раствора нефтью совместно с солями поливалентных металлов не снижает, а напротив увеличивает силы сцепления в массиве горных пород. Это связано с тем, что нефть является сложным многокомпонентным раствором, в состав которого входят нафтеновые кислоты, а при их взаимодействии с солями поливалентных металлов образуются кольматирующие вещества с высокой адгезионной способностью, усиливающие силы сцепление в массиве горных пород. Что подтверждается исследованиями Р.Г. Ахмадеева и У.С. Карабалина.

Таким образом, на основе проведенного комплекса исследований можно сделать вывод, что при бурении в литифицированных глинистых породах целесообразно применять следующую обработку полимерных и малоглинистых буровых растворов: 3 % жидкого стекла + 3 % полигликоля или 1% жидкого стекла + 0,3 % сульфата алюминия, 0,5% ДАМФ и 0,5 % жидкого стекла, 0,5 % ДАМФ + 0,1 % сульфат алюминия, 0,1 % хлорида магния и 1 % кальцинированная сода.

В пятой главе даны технологические рекомендации по составам буровых растворов для вскрытия литифицированных глинистых пород и результаты промысловых испытаний.

Как отмечалось в предыдущих главах, учитывая положительное влияние растворов с низким содержанием твердой фазы на технико-экономические показатели бурения и результаты собственных исследований, в частности, относительный (по отношению к пресной воде) коэффициент адгезионно-когезионного сцепления (Кот) в качестве базовой системы был принят полимерный буровой раствор на основе акриловых полимеров, содержащий высокоэффективный органический стабилизатор, обеспечивающий сохранение седиментационной устойчивости системы как при обработке специальными адгезионно-активными добавками, так и в процессе углубления скважины. Составы предлагаемых растворов представлены в таблице 3.

Технологическое отличие предлагаемых составов заключается в дополнительной обработке адгезионной добавкой. При этом:

- Если в качестве адгезионно-активной добавки планируется использовать диаммонийфосфат, то обработка полимер-глинистой системы осуществляется по циклу циркуляции водным раствором (8%-ным) или в товарном виде в зависимости от реологических свойств исходной системы и состава циркуляционной системы.

- Если предполагается использовать комбинированную адгезионно-активную добавку, то предпочтительнее смешивать компоненты перед непосредственной обработкой бурового раствора в количествах, определенных рецептурой. При отсутствии специальной емкости с механическим или гидравлическим перемешивателем и дозирующим устройством реагенты, входящие в состав этой специальной добавки, можно вводить раздельно. При такой раздельной первичной обработке необходимо соблюдать определенную последовательность ввода химических реагентов.

Таблица 3 - Составы и свойства буровых растворов

Состав раствора, кг/м3 Основные технологические свойства
Плотность кг/м3 У.В.,с Ф30, см3 СНС 1/10, Па
1 2 3 4 5
1.Глинопорошок - 20, NaOH – 1, ПАА –5, органический стабили-затор (О.С.) - 10, ДАМФ - 5, утяжелитель (барит, мел и т.п.) 1030 - 1850 28,0 - 55,0 6 - 10 2,5 - 5,0/ 3,0 - 6,0
2. Глинопорошок - 20, ПАА -5, О.С. - 10, ДАМФ - 5 и жидкое стекло –5 1030 - 1850 30,0 - 50,0 6 - 8 3,0 - 5,0/ 4,0 - 6,0
3. Глинопорошок - 20, NaOH – 1, ПАА -5, О.С. - 10, ДАМФ – 5, сульфат алюминия - 1, утяжелитель 1030 - 1850 30,0 - 50,0 8 - 10 2,5 - 5,5/ 3,8 - 7,6
4. Глинопорошок - 20, ПАА -5, О.С. - 10, жидкое стекло – 30 и полигликоль - 30 1030 - 1850 30,0 - 50,0 6 - 8 3,0 - 5,0/ 4,0 - 6,0
5. Глинопорошок - 20, ПАА -5, О.С. - 10, хлорид магния – 1 и кальцинированная сода - 10 1030 - 1850 30,0 - 50,0 8 - 10 2,5 - 5,5/ 3,8 - 7,6

Примечания: - ПАА: DK-drill, A1-30 и другие;

- стабилизатор: КМЦ, РАС и другие.

Использование специальных буровых растворов, имеющих определенное назначение и состоящих из значительного количества компонентов, требует разработки параметров управления технологическими свойствами.

Нами на основе промысловых, лабораторных и аналитических исследований предлагается технология управления свойствами бурового раствора на основе управляющих параметров, которые включают: относительные плотность о= /исх ; пластическая вязкость о = /исх ; показатель фильтрации Во = В/Висх и капиллярная фильтрация Vко = Vк/Vк исх.

Относительные параметры - это отношение текущих значений каждого из технологических свойств к исходным (свежеприготовленного раствора). Регулирующие параметры выбраны на основе экспериментально-промысловых исследований и обусловлены тем, что они наиболее полно оценивают интенсивность и направленность физико-химических процессов в буровых растворах. Технология управления качеством бурового раствора и сохранения устойчивости стенок скважины использованы в технологических регламентах.

Составы буровых растворов с адгезионно-активными добавками ДАМФ – 0,5 % + жидкое стекло -0,5 % и жидкое стекло – 3 % + полигликоль – 3 % прошли промысловые испытания на Кочмесском месторождении (скв. № 100), Кыртаельском (скв. №№ 240,243) и Северо-Кожвинском (скв. № 208) месторождениях предприятий ООО СБК «Арктика» и ЗАО «ЭкоАрктика». В результате промысловых испытаний полимерглинистого раствора с различными адгезионно-активными добавками подтверждена эффективность разработанной технологии и предложенных добавок, позволивших снизить на 10 % время на проработку и промывку скважины и повысить рейсовую скорость проходки на 14 %.

Основные выводы:

  1. Основной причиной разупрочнения малоувлажненных литифицированных глинистых пород, вследствие особенностей строения в результате процессов метаморфизации и диагенеза, являются капиллярные процессы, которые могут в дальнейшем привести к дифффузионно-осмотическим перетокам, и, таким образом, стать причиной расслаивания и осыпания пород;
  2. Экспериментально и аналитически установлено, что скорость увлажнения пород зависит от регулируемо-кольматирующих свойств буровых растворов, которые обеспечиваются обработкой кольматирующей добавкой. К таким добавкам относятся обработки 0,1 % хлорида магния + 1 каустической соды + 1 % нефти, 3 % жидкого стекла + 3 % полигликоля или 1% жидкого стекла + 0,3 % сульфата алюминия, ДАМФ – 0,5 % и жидкого стекла – 0,5 %, ДАМФ – 0,5 % + сульфат алюминия – 0,1 %, которые снижают интенсивность капиллярных процессов и усиливают адгезионной взаимодействие в массиве породы;
  3. Экспериментально установлено, что снижение интенсивности капиллярных процессов возможно при использовании безнефтяных добавок, таких как 3 % жидкого стекла + 3 % полигликоля или 1% жидкого стекла + 0,3 % сульфата алюминия, ДАМФ – 0,5 % и жидкого стекла – 0,5 %, ДАМФ – 0,5 % + сульфат алюминия – 0,1 %;
  4. Установлено, что высокой кольматирующей способностью обладает новая фаза, которая образуется при совместной добавке хлорида магния и каустической соды, а также жидкого стекла и хлорида магния. А исследования по оценке фрикционных свойств растворов показали их высокую адгезионную способность;
  5. Разработана технология буровых растворов с адгезионно-активными добавками, которая использована при разработке технологических регламентов Южно-Лыжского, Северо-Кожвинского, Кыртаельского месторождений.

Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах:

1. Деминская, Н.Г. Использование ингибирующих буровых растворов для предотвращения обвалов в глинистых отложениях [Текст] / Н.Г. Деминская // Тез. докл. межрегион. молодежной конф. "Севергеоэкотех – 2001", УГТУ, Ухта, 2001 г., С. 63-64

2. Деминская, Н.Г. Влияние адгезионно-активных добавок на кольматацию трещиноватых пород [Текст] / Н.Г. Деминская // Тез. докл. Всероссийской научной конф. ученых и студентов "Нефтегазовые и химические технологии", СамГТУ, Самара, 2001 г., С. 13-14

3. Деминская, Н.Г. Разработка технологических приемов сохранения устойчивости литифицированных глин на основе теории регулируемой кольматации [Текст] / Н.Г. Деминская // Тез. докл. межрегион. молодежной конф. "Севергеоэкотех – 2002", УГТУ, Ухта, 2002 г.

4. Уляшева, Н.М. Полимерные растворы для бурения в осложненных условиях и вскрытия продуктивных пластов [Текст] / Н.М. Уляшева, Н.Г. Деминская, В.В. Дуркин, Е.Е. Патракова// Материалы Всероссийской конференции «Большая нефть: реалии, проблемы, перспективы. Нефть и газ Европейского Северо-Востока», Ухта, УГТУ, 2003 г., С. 240-242

5. Деминская, Н.Г. Разработка технологических приемов сохранения устойчивости литифицированных глинистых пород [Текст] / Н.Г. Деминская // Тез. докл. межрегион. молодежной конф. "Севергеоэкотех – 2003", УГТУ, Ухта, 2003 г.

6. Деминская, Н.Г. Оптимизация составов буровых растворов для бурения скважин в неустойчивых горных породах на площадях Печоро-Кожвинского мегавала [Текст] / Н.Г. Деминская // Тез. докл. научно-технической конференции преподавателей и сотрудников, УГТУ, Ухта, 2004 г., С.145-146

7. Уляшева, Н.М. Разработка оптимизированного регламента промывки наклонно направленных скважин при бурении на площадях ЗАО «Байтек Силур» [Текст]/ Н.М. Уляшева, Н.Г. Деминская, В.В. Дуркин, П.Ф. Осипов, А.А. Огородник, В.Н. Задирей// НТЖ Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. №2, 2004 г., С. 12-15

8. Уляшева, Н.М. Полимерные буровые растворы для бурения в осложненных условиях [Текст] / Н.М. Уляшева, Н.Г. Деминская, А.А. Огородник // Материалы международной научно-технической конференции посвященной памяти М.Р. Мавлютова «Повышение качества строительства скважин», Уфа, 2005 г., С.36-41

9. Уляшева, Н.М. Регулирование адгезионных процессов в литифицированных глинах [Текст] / Н.М. Уляшева, Н.Г. Деминская// НТЖ Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. №6, 2008 г., С. 25-26

10. Уляшева, Н.М. Влияние адгезионно-активных добавок на кольматацию трещиноватых пород [Текст] / Н.М. Уляшева, Н.Г. Деминская// Специализированный сборник «Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений» №2, 2008, М: ЗАО Локус станди, с. 46 – 49.



Pages:     | 1 | 2 ||
 





 
© 2013 www.dislib.ru - «Авторефераты диссертаций - бесплатно»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.