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:   || 2 | 3 | 4 |

Совершенствование буровых растворов для строительства скважин на акватории арктического шельфа

-- [ Страница 1 ] --

На правах рукописи

КЛЕТТЕР ВЛАДИМИР ЮРЬЕВИЧ

Совершенствование БУРОВЫх РАСТВОРов ДЛЯ СТРОИТЕЛЬСТВА СКВАЖИН НА АКВАТОРИИ АРКТИЧЕСКОГО ШЕЛЬФА

Специальность 25.00.15 – Технология бурения и освоения скважин

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени

кандидата технических наук

Уфа-2010

Работа выполнена на кафедре «Бурение нефтяных и газовых скважин» Уфимского государственного нефтяного технического университета.

Научный руководитель доктор технических наук, доцент

Кондрашев Олег Федорович

Официальные оппоненты: доктор технических наук,

старший научный сотрудник

Крысин Николай Иванович;

кандидат технических наук

Рылов Николай Иванович

Ведущее предприятие ГОУ ВПО «Тюменский

государственный нефтегазовый

университет»

Защита состоится «10» июня 2010 года в 14-00 на заседании совета по защите докторских и кандидатских диссертаций Д.212.289.04 при Уфимском государственном нефтяном техническом университете по адресу: 450062, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Космонавтов, 1.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Уфимского государственного нефтяного технического университета.

Автореферат диссертации разослан « 7 » мая 2010 года.

Ученый секретарь совета Ямалиев В.У.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы

При бурении скважин на акваториях Баренцева и Карского морей, наряду со сложными природно-климатическими условиями, одной из главных проблем является обеспечение устойчивости ствола в мощных отложениях глинистых пород. Несмотря на достигнутый прогресс в разработке новых типов буровых растворов с ингибирующими добавками, многие предложенные решения применяются в различных горно-геологических условиях без достаточного научного обоснования.

Специфика технологии строительства морских скважин предъявляет повышенные требования к гидравлической программе бурения: эффективности транспортировки шлама в сильноискривленных участках скважины, оперативности управления технологическими параметрами промывочной жидкости в условиях аномально высоких пластовых давлений (АВПД) и низких градиентов гидроразрыва, экологической безопасности компонентов бурового раствора.

В связи с этим поставленные в диссертационной работе задачи разработки и внедрения ингибирующих буровых растворов для строительства скважин на акватории арктического шельфа важны и актуальны.

Цель работы

Разработка и внедрение ингибирующих буровых растворов, направленных на повышение эффективности буровых работ в сложных горно-геологических условиях арктического шельфа.

Основные задачи исследований

1. Обоснование методов подбора ингибирующей основы буровых растворов для условий арктического шельфа.

2. Изучение влияния различных технологических факторов на струк-турно-реологические характеристики полисахаридных буровых растворов.

3. Разработка рецептур буровых растворов с высокими ингибирующими и транспортирующими свойствами.

4. Разработка алгоритма регулирования параметров промывочной жидкости в процессе бурения.

5. Промысловая апробация разработанных технологических решений.

Методы решения задач

Теоретические и экспериментальные исследования с использованием специальных методов определения ингибирующей способности буровых растворов. Определение реологических характеристик, а также общетехнологических свойств промывочных жидкостей. Применение методов планирования эксперимента, математического моделирования и регрессионного анализа.

Научная новизна

Установлено, что повышение устойчивости ствола скважин в терригенных отложениях возможно созданием полупроницаемой мембраны на глинистых породах, предупреждающей их разупрочнение расклинивающим давлением гидратных слоев.

Экспериментально установлены закономерности изменения реологических свойств водных растворов биополимерных химических реагентов под влиянием температуры, высоких скоростей сдвига, тонкодисперсной глинистой фазы, биодеструкции, а также полиминеральной агрессии, эквивалентной попаданию пластовых вод, характерных для месторождений шельфа Карского моря.

На защиту выносятся

1. Метод подбора ингибирующих компонентов и оптимального их соотношения в буровом растворе с целью сохранения устойчивости ствола наклонно направленных и горизонтальных скважин.

2. Результаты экспериментального изучения кинетики адсорбции электролитов и биополимерных систем на образцах терригенных отложений континентального шельфа Карского моря и Западной Сибири.

3. Оптимизированные составы полисахаридных буровых растворов с высокими ингибирующими и транспортирующими свойствами.

4. Результаты экспериментального исследования влияния геолого-технических факторов на эксплуатационные показатели полисахаридных буровых растворов.

5. Алгоритм оперативного управления технологическими параметрами полисахаридного бурового раствора в процессе строительства скважин.

6. Результаты промысловых работ при строительстве скважин на акватории Обской и Тазовской губы, а также на Пермяковском месторождении в Западной Сибири.

Практическая ценность работы

1. Для строительства скважин в неустойчивых породах, в том числе наклонно направленных с горизонтальным окончанием разработаны:

– полимер-гликолевый ингибирующий буровой раствор (патент РФ № 2374292), успешно применяемый (совместно с ООО «Газфлот») при строительстве поисково-разведочных скважин на месторождениях акватории Обской и Тазовской губ;

– ингибирующий буровой раствор с высокой транспортирующей способностью, успешно испытанный (совместно с ООО «Башнефть-Геострой»)
при строительстве скважины № 726 Пермяковского месторождения.

2. Для ОАО «АНК «Башнефть» разработана инструкция по технологии приготовления и применения ингибирующего бурового раствора с высокой транспортирующей способностью.

3. Разработана программа для оптимизации состава бурового раствора и оперативного управления его технологическими параметрами в процессе строительства скважин, используемая в ООО «Башнефть-Геопроект» на стадии проектирования рецептуры промывочных жидкостей.

Апробация результатов работы

Результаты исследований представлялись на:

1) VIII Всероссийской конференции молодых ученых по математическому моделированию и информационным технологиям (Новосибирск, 2007);

2) IV Международной научно-практической конференции «Нефть и газ арктического шельфа» (Мурманск, 2008);

3) Научно-технической конференции молодых ученых-специалистов ООО «Башнефть-Геопроект» (Уфа, 2009);

4) Всероссийской научно-практической конференции «Новые технологии и безопасность при бурении нефтяных и газовых скважин» в рамках VIII Конгресса нефтегазопромышленников России (Уфа, 2009);

5) II Международной научно-технической конференции «Китайско-Российское научно-техническое сотрудничество» (КНР, Урумчи, 2009);

6) 38-ой конференции «Современные информационные технологии в нефтяной и газовой промышленности» (Хорватия, Дубровник, 2009).

Публикации

Основное содержание диссертации опубликовано в 11 печатных работах, в том числе 3 работы в рецензируемых научно-технических журналах, выпускаемых в Российской Федерации в соответствии с рекомендациями ВАК Министерства образования и науки РФ, один патент РФ.

Структура и объем диссертации

Диссертационная работа состоит из введения, шести глав, основных выводов, списка использованной литературы, включающего 129 наименований, и содержит 149 страниц машинописного текста, 21 рисунок, 21 таблицу.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность темы, сформулированы цель и задачи исследований, дана краткая характеристика работы.

В первой главе работы на основании литературных и промысловых данных рассматриваются специфические геолого-технические условия строительства скважин на акватории шельфа Арктики, эффективность применения ингибирующих буровых растворов в неустойчивых глинистых отложениях.

Изучением механизма воздействия буровых растворов на устойчивость обвалоопасных пород, определением методов ингибирования, разработкой ингибирующих реагентов и буровых растворов занимались многие российские и зарубежные ученые: Андресон Б.А., Белов В.П., Бочкарев Г.П., Вахрушев Л.П., Галимов Д.А., Гарьян С.А., Городнов В.Д., Грей Дж.Р., Гусев В.Г., Дарли Г.С.Г., Доценко Ю.Г., Егоренко Б.Ф., Кистер Э.Г., Конесев Г.В., Кошелев В.Н., Круглицкий Н.Н., Кудряшов Б.Б., Крысин Н.И., Левик В.С., Мавлютов М.Р., Овчинский К.Ш., Пеньков А.И., Попов А.Н., Растегаев Б.А., Рябченко В.И., Хариев И.Ю., Юсупов И.Г. и другие. Ими разработаны многочисленные ингибирующие буровые системы и реагенты.

Подавляющее большинство исследователей связывают возникновение осыпей и обвалов в скважине с процессом физико-химического взаимодействия бурового раствора с глиносодержащими горными породами.

Практика применения различных видов ингибирующих промывочных жидкостей показала, что эффективность их использования в одних горно-геологических условиях не может гарантировать успешной проводки скважины в других условиях.

Причиной недостаточной эффективности большинства разработанных ингибирующих систем является тот факт, что зачастую исследования по подбору их компонентного состава проводились на модельной глине без учета физико-химических свойств разбуриваемых пластовых глин.

Нерешенными проблемами бурения скважин на шельфе Северных морей являются следующие:

1) повышенная обвалоопасность при прохождении заглинизированных песчаников; пластическое течение высококоллоидальных глин при их гидратации;

2) насыщение бурового раствора легконабухающим шламом монтмориллонитовых глин при их деформировании и диспергировании с образованием избыточного количества коллоидных частиц;

3) использование ингибирующих утяжеленных буровых растворов зачастую осложняет промывку и транспорт шлама в наклонно направленных скважинах с зенитными углами 35-65о из-за неудовлетворительных реологических свойств раствора, а также эффекта Бойкотта, вызывающего лавинообразное выпадение утяжелителя;

4) ввиду наличия аномально низких значений градиентов давления гидроразрыва и зон АВПД при бурении морских скважин (особенно глубоководных) часто возникает необходимость жесткого контроля плотности бурового раствора. Вместе с этим при требуемых высоких скоростях бурения (порядка 4000 м·ст/мес) следует поддерживать заданные технологические параметры промывочной жидкости, обеспечивающие максимальную проходку и эффективный транспорт шлама, сохраняя коллекторские свойства продуктивного пласта.

Вторая глава посвящена обоснованию выбора методов оценки влияния бурового раствора на устойчивость ствола скважины. Выделено три основных подхода к определению степени взаимодействия промывочной жидкости и глиносодержащих горных пород: по деформационным характеристикам, по показателям набухания, по диспергирующим свойствам по отношению к выбуренному шламу.

Анализ методов оценки устойчивости глин по деформационным характеристикам при взаимодействии с буровыми растворами показывает, что моделирование горного давления при приготовлении искусственных образцов недостаточно полно характеризует поведение неустойчивых пород в реальных условиях.

В основе методов оценки характера физико-химического взаимодействия буровых растворов с глинистой породой лежит процесс поглощения промывочной жидкости образцом глинистой породы, сопровождаемый увеличением его объема.

Экспериментальные данные исследований кинетики набухания глин в различных средах, полученные на приборе OFITE Linear Swellmeter (рисунок 1), показывают различную скорость поглощения жидкости (образец 2) на разных стадиях набухания. В начальный период (первая стадия) поглощается до 70-90 % всей влаги набухания. В дальнейшем (вторая стадия) процесс замедляется.

Условно граница раздела стадий определяется по графику кинетики набухания при переходе от интенсивного набухания к замедленному по точке пересечения касательных (К2', t'), проведенных к обеим ветвям кривой набухания (рисунок 1).

Для характеристики темпа изменения скорости гидратации относительно водной среды используется параметр «ингибирующая способность»:

,

где Си', Си'' – ингибирующая способность раствора на первой и второй стадиях набухания соответственно;

ф', ф'', в', в'' – средняя скорость набухания на первой и второй стадиях при взаимодействии образцов породы с фильтратом исследуемой промывочной жидкости и дистиллированной водой соответственно.

Рисунок 1 – Кинетика набухания бентонитовой глины в различных средах:

1 – вода; 2 –раствор KCl 5%-ный;3 –раствор К2СО3 4,63%-ный.

Исходя из определения типа адсорбции, можно утверждать, что положительное значение Си соответствует положительной адсорбции, сопровождающейся преимущественно поглощением растворенного вещества, а ингибирующая способность в этом случае обусловлена подавлением гидратации за счет изменения физико-химической активности поверхности глинистого минерала. При отрицательном значении Си имеет место поглощение растворителя – воды. Ингибирующая способность в этом случае обусловлена замедлением гидратации без изменения физико-химической природы поверхности глинистого минерала.

Рассмотрен способ определения диспергирующей способности буровых растворов, основанный на снижении интенсивности перехода тонкодисперсных частиц глинистых пород в ингибирующем буровом растворе до коллоидного состояния. Это выражается в различии технологических параметров промывочной жидкости до и после химической обработки.

Эксперименты проводились в лаборатории буровых растворов с использованием методик и инструкций, изложенных в СТО 7.07-2010 «Методика определения технологических параметров буровых растворов».

Третья глава посвящена исследованию процессов взаимодействия глинистых минералов с буровыми растворами на водной основе и подбору ингибирующих добавок.

В условиях скважины промывочная жидкость непосредственно контактирует с поверхностью стенки, сложенной глинистой породой. Приствольную зону скважины при этом можно рассматривается как тело с тремя слоями, дифференцирующихся по форме связанной влаги.

В первом слое преобладает рыхлосвязанная вода, удерживающаяся осмотическими и капиллярными силами. Данный слой поглощает вещества, растворенные в промывочной жидкости, и сам растворитель (воду), разуплотняется под действием расклинивающего давления.

Второй слой характеризуется наличием слабосвязанной воды, представленной полислойно адсорбированной влагой вблизи активных центров поверхности глинистых частиц. Влажность глинистой породы в этом слое не превышает максимальной гигроскопической влажности образца при относительном давлении паров P/Ps = 0,95…1. В таком состоянии молекулы данной категории воды полностью экранированы влиянием полей поверхности глины и не могут взаимодействовать с другими веществами.

Третий слой – глинистая порода, не попавшая под влияние бурового раствора и сохраняющая естественную влажность (прочносвязанной и слабосвязанной влаги), значение которой зависит от условий формирования и залегания.

По мере развития процессов гидратации первый слой обваливается в скважину, обнажая поверхность второго слоя, который вступает в прямой кон­такт с буровым раствором, и повторяется тот же процесс, что и с первым слоем. Следовательно, граничный слой на стенке скважины, непосредственно контактирующий с водным буровым раствором, обладает свойствами мембраны, но недостаточно совер­шенной. Чтобы предупредить гидратационное разупрочнение первого слоя и увлажнение последующих, необходимо на стенке скважины, между раствором и глинистой поро­дой, создать искусственную полупроницаемую мембрану.

Гидратацию и развитие гидратационных напряжений на стенках скважин, сложен­ных глинистыми породами, можно предупредить, если в качестве жидкой фазы бурового раствора применять неполярную жидкость, для больших молекул которой "внутренняя" поверхность минералов с раздвижной решеткой оказывается недоступной. Адсорбция та­ких молекул (обычно мономолекулярная) идет лишь на внешней поверхности.

Этим условиям отвечают растворы на углеводородной основе (РУО), составляющие которых образуют полу­проницаемую мембрану на контакте с глинистой породой. Через такую мембрану проходят только молекулы воды, что и приводит к изменению только влажности глин. Это позволяет исключить влияние других физико-химических процессов, связанных с ионно-обменными и адсорбционными реакциями.

Однако буровые РУО из соображений охраны окружающей среды и безопасности ведения горных работ запрещены к применению на акваториях арктических морей России.

Одним из путей получения полупроницаемой мембраны на контакте с глинистой породой является применение органических неэлектролитов с невысокой молекулярной массой. Подобными неэлектролитами являются гликоли, диоксановые спирты, моно-, ди-, триэтаноламин и т.п. В нормальных условиях они существуют в жидком виде и хорошо взаимодействуют с водой.

Среди подобных реагентов наибольшую популярность в нефтяной и газовой промышленности получили различные модификации полигликолей (ПГ), в частности полиэтилен-, полипропилен-, полиалкиленгликоли и их технические смеси.

За счет отрицательного индукционного эффекта атома кислорода молекулы ПГ характеризуются сильной полярностью, в результате чего обладают сродством к отрицательно заряженной поверхности. Таким образом, химическая структура молекул модифицированных гликолей позволяет им адсорбироваться на активных участках поверхности глин. В результате особого экранирования этих участков происходит подавление процессов гидратации и набухания глинистых минералов.

В естественных условиях глинистая порода находится в равновесном состоянии, которое устанавливалось в результате длительных геологических процессов. Активность глинистых пород в этом случае соответствует величине , определяемой по относительной влажности паров поровой влаги. При вскрытии глинистых по­род скважиной, в результате взаимодействия с водной фазой бурового раствора, равновесие нарушается и при этом давление адсорбции в так называемом «втором слое» определяется:

,

где VM – мольный объем воды;

T – температура пара;

– мера активности глинистой породы (ап) и среды (ai), с которой она контактирует;

P – давление пара, PS – давление насыщенного пара при температуре T.



Pages:   || 2 | 3 | 4 |
 





 
© 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.