Современное состояние и основные проблемы промывки скважин с горизонтальными стволами

Развитие бурения скважин с горизонтальными стволами в России и за рубежом

Новые технологии, основанные на горизонтальном бурении коренным образом изменили практику и реорию мировой добычи нефти. Дебиты скважин, имеющих горизонтальные окончания большой протяженности, значительно возросли. В результате разредилась сетка скважин, снизились депрессии, значительно увеличилась продолжительность безводной эксплуатации. На некоторых месторождениях, запасы нефти, которые ранее считались неизвлекаемыми, в настоящее время, могут вырабатываться в промышленных масштабах, повысилась эффективность многих старых методов воздействия на пласт, значительно улучшилось большинство показателей разработки /11/.

Практические основы бурения ГС заложены в СССР в 30-е годы. Считается, что если во всем мире до 1980 года на нефть пробурено всего несколько сотен ГС (причем большая часть в нашей стране), то после 1988 года (на 1994 г.) – около 2000 (в России порядка 180).

К 2000 году число ГС будет составлять 30-50% от числа всех скважин, пробуренных на суше. Эти прогнозы подтвердаются динамикой числа объектов в России, где с 1999 г. число их ежегодно удваивается, в связи с чем проблемы повышения качества строительства ГС, методов их заканчивания, поддержания оптимальной продуктивности по времени становится все более актуальными.

Однако, следует отметить, что эффективность ГС, пробуренных за рубежом и в России, различна. Если за рубежом более 80% скважин оправдывают ожидания, по ним увеличиваются дебиты и коэффициенты нефтеизвлечения, то в России 54%, пробуренных ГС не дают положительного результата, либо дают кратковременный эффект.

При этом основные причины неудачи строительства ГС можно классифицировать следующим образом /9/:

I - Бурение - 23%

II - Освоение и заканчивание - 46%

III – Эксплуатация - 18%

IV – Определение коллектора - 13%

 

И все же в России создание систем разработки нефтяных месторождений с использованием ГС является одним из приоритетных направлений научно-технического прогресса в нефтегазодобывающей отрасли по вовлечению в промышленную разработку трудноизвлекаемых запасов нефти. Это связано с тем, что к 1990 г. в структуре запасов углеводородов увеличилась доля подготовленных к разработке месторождений, относящихся к категории низкопродуктивных (трудноизвлекаемых), содержащих низкопроницаемые и неоднородные пласты и коллекторы, в том числе с высоковязкой нефтью /5, 6/. Подтвержденные извлекаемые запасы для их освоения ГС составляют около 7 млрд.т., в том числе по Западной Сибири – около 5 млрд.т./10/.

В результате создана отечественная техника для бурения, освоения и эксплуатации ГС. Однако, телеметрический контроль за траекторией ствола, учет промыслово-геофизической информации в процессе проводки ГС, оборудование и системы растворов уступают зарубежным образцам /5, 14/.

Нет на сегодняшний день научно-обоснованной, официально признанной методики разработки нефтяных месторождений системой ГС, технологических регламентов на их проводку и эксплуатации. Практически невозможно сегодня собрать и обобщить коллективный опыт строительства и эксплуатации ГС. Обилие различных компаний ведущих такие работы в рекламных целях, публикуют информацию весьма избирательно, объединенные заказчики максимально затрудняют распространение достоверной информации, в т.ч. и касающейся ГС, что, в конечном счете, не способствует прогрессу в этой

Материалы и химреагенты для буровых растворов

Глинопорошки

Для приготовления буровых растворов применяют глинопорошки из бентонитовых, палыгорскитовых и гидрослюдистых глин. В процессе производства возможно повышение качества глинопорошков путем обработки глин различными реагентами во время помола. Улучшение качества бентонитовых глинопорошков, например, получают при введении Na₂CO₃ и акриловых полимеров-экстендеров (ПАА, метас и т.п.).

Эффект модификации выражается в повышении вязкости глинистой суспензии за счет дополнительного диспергирования глины, увеличения объема связанной воды и вязкости дисперсионной среды и усиления гелеобразования. Добавки Na₂CO₃ необходимы для перевода бентонита в Na-форму, которая лучше диспергируется в воде, вследствие чего увеличиваются активная поверхность бентонита и количество адсорбированного полимера, качественно изменяющее характер взаимодействия между контактирующими частицами. Такая обработка позволяет повысить выход раствора из бентонита с 10 до 18-20м³/т и более.

Стандартом API регламентируются следующие требования к качеству глинопорошков:

- показание вискозиметра ФАНН при 600 об/мин не ниже – 30

(22, 5г глинопорошка в 350мл дистиллированной воды)

это соответствует выходу раствора не ниже – 16 м³/т;

- предельное напряжение сдвига, не более 3-х пластических вязкостей -147 дПа;

- показатель фильтрации при перепаде давления 7атм, не более -150см³

(что соответствует »6см³ по ВМ-6);

- мокрый ситовой остаток на сите (200меш), не более -4%;

- содержание влаги, не более -10%.

Требования отечественных стандартов значительно либеральнее, что, естественно, объясняется отсутствием на территории России месторождений монтмориллонитовых глин высокого качества. Более того, имевшиеся на территории СССР Махарадзовское (Грузия), Иджеванское (Армения), Черкасское (Украина) залежи глин, которые и по отечественным стандартам не относятся к первосортным, ныне находятся за пределами России. Соответственно, лишенные качественного сырья российские заводы не в состоянии выпускать глинопорошки мирового уровня, что, естественно, сказывается негативным образом на качество буровых растворов и расходе реагентов, потребных для придания таковым необходимых свойств.

В настоящее время буровые предприятия страны весьма успешно используют высококачественный бентонит ильского завода «Утяжелитель». Однако, и сейчас сохраняется тенденция закупки нефтяными компаниями низкосортных, но несколько более дешевых материалов, что отражает существенное ухудшение технологического контроля и общего технологического уровня в отрасли.

Палыгорскитовые глинопорошки (аттапульгитовые), предназначенные для приготовления и регулирования свойств минерализованных растворов, рационально использовать в районах, где отсутствует пресная вода или же в районах полиминеральной агрессии, где применение бентонитовых глинопорошков невозможно. В то же время следует помнить, что для палыгорскита характерна замедленная пептизация. Форсирование ее механическим диспергированием приводит к повреждению волокон, отчего исходит необходимость предварительной гидратации в емкости.

Отечественные стандарты по оценке качества глинопорошков базируются на определении выхода бурового раствора с условной вязкостью 25с из одной тонны материала. Кратко методика заключается в следующем: глинопорошок заливают водой, доведенной до кипения, перемешивают 20 минут при частоте вращения 1000об/мин, выдерживают в покое 16 часов и затем перемешивают 15 минут перед измерением. Выход бурового раствора рассчитывают по формуле:

V – выход бурового раствора, м³/т;

r_р – плотность раствора с УВ=25с, г/см³;

r_в – плотность воды, г/см³ (r_в=1, 0).

В последние годы в отечественной индустрии сформировалось мнение, что определение качества глинопорошков по величине выхода раствора с нормированной условной вязкостью не характеризует структурно-реологические и фильтрационные свойства суспензий. Работы, выполненные во ВНИИКрнефти показали, что, исходя из основной функции бурового раствора – обеспечения выноса выбуренной породы – за первичный параметр (после плотности), по которому необходимо проводить отбраковку глинопорошка, следует принять минимально допустимую эффективную вязкость. Так как условия выноса улучшаются, если буровой раствор обладает динамической структурой, следует контролировать отношение предельного динамического сопротивления сдвигу к пластической вязкости. Чем меньше это отношение, характеризуемое как коэффициент коагуляционного структурообразования Кс, тем стабильнее система и в большей степени она способна противостоять коагулирующим факторам.

На фазовой плоскости (t₀-h) этому состоянию соответствует переход характеристической точки системы слева направо. При Кс³ 1, 5 дисперсия коагуляционно неустойчива. Необходимость удерживания шлама и утяжелителя при остановке циркуляции выдвигает дополнительное требование к структурообразованию в покое. Преимуществом будет обладать дисперсия, имеющая быстроформирующуюся, но малопрочную структуру, достаточную для удерживания твердой фазы, но не препятствующую возобновлению циркуляции. Показатель водоотдачи должен быть максимально допустимым. При этом следует учитывать, что чем меньше концентрация глины в растворе, при которой могут быть достигнуты требуемые структурно-реологические показатели (следовательно, выше качество глинопорошка), тем больше водоотдача.

При таком научно обоснованном регламентировании качества глиноматериалов параметр «выход раствора» можно рассматривать, как косвенный. В предлагаемой таблице приведены показатели глинопорошков с учетом их минерального состава

 

Показатели	Сорт	Величина показателя	Нормируемые показатели
Модифицир. бентонитовых порошков	Бентонитовых порошков	Коалинит-гидрослюдис тых порошков	Палыгорскито-вых (солестойких) порошков
Глинопорошок Выход раствора с hэф=20× 103Па× с при скорости сдвига соответствующей e=666С-1, м3/т	Высший	³ 20 16-20 12-16 8-12 5-8	+ + + - -	- + - + -	- - - + +	- + + + +
Суспензия Коэффициент коагуляционного структурообразования Кс Па/Па× с Статическое напряжение сдвига через 60с (СНС), Па Коэффициент тиксотропии СНС10/СНС1 Водоотдача (фильтрация), см3	-   -   - -	£ 1, 5   ³ 1, 5   £ 3   по сог-лаш., не £ 20	+   +   +   +	+   +   +   +	-   -   -   -	-   -   -   -

 

Предполагается, что содержание песка, тонина помола и влажность при отправке с места производства определяется потребителем и технологическим процессом.

Утяжелители

При бурении скважин непременным условием предупреждения газо-нефте- и водопроявлений, обвалов стенок скважины и связанных с ними осложнений является регулирование гидростатического давления столба бурового раствора в зависимости от давления вскрываемых нефтегазовых и водоносных пластов и порового давления глинистых пород. Один из методов регулирования гидростатического давления столба раствора – изменение плотности последнего.

Буровые растворы, приготовленные на основе бентонитовых глин, имеют плотность 1, 05-1, 08 г/см³. Глины других типов (каолинитовые и гидрослюдистые) в зависимости от их качества позволяют получать растворы плотностью 1, 18-1, 3 г/см³, а при соответствующей обработке – до 1, 4-1, 45г/см³. Когда необходим раствор с большой плотностью, используют добавки тонко размолотых порошков инертных тяжелых минералов-утяжелителей. Как показал опыт, даже при небольшом утяжелении выгоднее добавлять немного утяжелителя высокой плотности, чем большое количество низкосортного утяжелителя малой плотности или малоколлоидные глины, которые приводят к высокому содержанию твердой фазы в растворе, что отрицательно сказывается на скорости бурения, регулируемости свойств раствора и расходе химических реагентов.

Основной показатель качества любого утяжелителя – утяжеляющая способность, которая характеризуется максимально допустимой плотностью бурового раствора при определенном содержании твердой фазы и сохранении им оптимальных труктурно-реологических, фильтрационных и других свойств.

Рекомендуется утяжеляющую способность характеризовать плотностью раствора после введения 300% утяжелителя (по массе к объему исходной суспензии). После утяжеления суспензия должна иметь вязкость 60±5с и Ф=5-6см³ за 30 мин. При этом следует использовать определенную постоянную концентрацию одной и той же глины.

Утяжеляющая способность материала зависит от его плотности, дисперсности, гидрофильности, химического и минералогического составов.

Плотность утяжелителя – один из наиболее важных показателей, характеризующих его свойства и технологическую эффективность. Утяжелители с более высокой плотностью имеют меньшую объемную концентрацию, а, следовательно, получаются меньшие значения вязкости раствора при одной и той же его плотности. Меньшее содержание твердой фазы в буровом растворе способствует улучшению технико-экономических показателей бурения. Чем выше плотность утяжелителя, тем большее его количество можно ввести в раствор без существенного изменения его свойств и тем меньше его расход для получения одной и той же плотности. Особенно резко это проявляется при утяжелении до высоких величин плотности растворов.

Утяжеляющая способность значительно зависит от степени дисперсности утяжелителя. Утяжелители крупного помола вызывают ухудшение седиментационной устойчивости буровых растворов и усиление абразивного износа бурового оборудования. Однако, с повышением степени дисперсности увеличивается адсорбционная и структурообразующая способность утяжелителя. Последний превращается в активный компонент, увеличивающий вязкость и структурно-реологические свойства бурового раствора, а при разжижении теряется плотность. Следовательно, очень высокая степень дисперсности приводит к уменьшению утяжеляющей способности материала, поэтому дисперсность утяжелителей регламентируется как по содержанию фракций крупных размеров, так и фракций коллоидных (2мкм) и близких к ним размеров. По многочисленным данным, при рассмотрении комплекса свойств утяжелителя, для качественного продукта характерен фракционный состав с размером от 5 до 70мкм, при этом содержание фракций с размером частиц от 28 до 42мкм должно составлять не менее 80%. Отечественные баритовые утяжелители, являющиеся отходом процесса флотационного обогащения руд, естественно, не обладают оптимальным фракционным составом.

В зарубежной практике для приготовления утяжелителей признано целесообразным использовать сырье высокой чистоты, не содержащее ПАВ, а также с высокой степенью измельчения.

Повышение тонины помола ведет к выравниванию дисперсности за счет крупных частиц, а увеличение выхода тончайших фракций при этом незначительно.

Фракционный состав типичного утяжелителя США приводится ниже:

диаметр частиц, мкм 5 5-10 10-20 20-30 30-50 50-100 100

содержание, мас.% 7 21 11 33 24 3 1

Влияние водорастворимых солей (ВРС), присутствующих в утяжелителях, на их утяжеляющую способность заключается в том, что при некоторой их концентрации наблюдается коагуляция бурового раствора, выражающаяся в росте показателя фильтрации и резком ухудшении структурно-реологических свойств. Отрицательно влияют ВРС при содержании их в утяжелителе более 0, 3-0, 35%, более 0, 15% солей щелочноземельных металлов (СаС1₂, CaSO₄, MgSO₄, MgCl₂) и более 0, 003-0, 004% солей двух- и трехвалентного железа.

Абразивность утяжелителя определяется твердостью исходного материала, формой частиц и их размером. Пластинчатая округлая форма частиц барита, его меньшая твердость (по шкале Мооса) обусловливают меньшую абразивность этого утяжелителя по сравнению, например, с железистыми утяжелителями, частицы которых имеют ромбическую и прямоугольную форму с заостренными концами.

В принципе, доля железистых материалов в общем объеме применяемых утяжелителей за последние два десятилетия имеет тенденцию к неуклонному снижению. В США и ряде других стран использование их связано только с выполнением дополнительных функций. Например, утяжелитель «айронайтенондж» (железистая губка), представляющий собой синтетическую окись железа, применяется для нейтрализации сероводорода в буровых растворах.

В зависимости от основы минерала утяжелители из природных руд делятся на несколько видов: карбонатные, баритовые, железистые, свинцовые..

Карбонатные утяжелители

Мергель – осадочная горная порода, состоящая из кальцита (40-60%) и глинистого материала. Плотность его 2, 65г/см³, применяется он ограниченно.

Известняк – осадочная горная порода, состоящая главным образом из кальцита и кремнезема, плотность 2, 7г/см³.

Доломит Са, Mg(CO₃)₂ – минерал. Плотность его 2, 8-2, 9г/см³, твердость по шкале Мооса 3, 5-4, в последнее время все чаще используется для утяжеления буровых растворов благодаря низкой стоимости и почти повсеместном природном наличии. Потребителей не сдерживает даже его нетермостойкость, разложение при высоких температурах и, как следствие, коагуляционные процессы в растворе.

Сидерит (карбонат железа) FeCO₃ – минерал с плотностью 3, 8-3, 9г/см³, твердостью по шкале Мооса 3, 5-4, 0.

Поскольку карбонаты растворимы в кислой среде, карбонатные утяжелители рекомендуются только для повышения плотности раствора при вскрытии продуктивных пластов, что дает возможность с помощью кислотных обработок частично устранить вредное влияние кольматации продуктивного пласта твердой фазой бурового раствора.

Железистые утяжелители

Гематит Fe₂O₃ – один из главных минералов железных руд вишнево-красного цвета. Плотность (без примесей) 5, 3г/см³, твердость по шкале Мооса 5-6. Природные руды с содержанием гематита 54-60% могут иметь цвет от черного до серо-стального и плотность 4, 15-4, 4г/см³. Обладает высокой абразивностью.

Магнетит FeO× Fe₂O₃ – минерал железных руд черного цвета со слабым металлическим блеском. Представляет собой двойной окисел с содержанием FeO до 31%, мало отличается от гематита по плотности и твердости. Наличие магнитных свойств приводит к образованию плотных слоев на поверхности бурильных труб, вследствие чего применение его ограничено.

Макбар-магнетитово-баритовый утяжелитель, разработанный во ВНИИКрнефть, представляет собой смесь барита и магнетита. Отличается повышенной (по сравнению с баритом) утяжеляющей способностью, может использоваться в растворах, подверженных сероводородной агрессии.

Все выше рассмотренные типы утяжелителей занимают в нефтегазовой промышленности России менее половины объема материалов, используемых для утяжеления буровых растворов.

Главным утяжелителем как у нас, так и в зарубежных странах, является барит (BaSO₄) – сульфат бария – минерал булого цвета, в чистом виде (без примесей) имеющий плотность 4, 48г/см³, а твердость по шкале Мооса 3-3, 5. В природе в зависимости от количества и характера содержащихся в нем примесей (Sr, Pb, Fe₂O₃) минерал бывает серого, красного и желтого цветов и имеет плотность 4, 3-4, 7г/см³. Барит пригоден для утяжеления буровых растворов всех типов.

Качество утяжелителей на основе флотационных баритовых концентратов ниже, чем чистого жильного барита или барита, получаемого при гравитационном обогащении чисто баритовых руд. Это связано с тем, что флотационные баритовые концентраты содержат вредные примеси флотореагентов, ухудшающие его смачивание в буровом растворе и вызывающие вспенивание. Высок также в них уровень содержания водорастворимых солей, тонкодисперсных и глинистых фракций. К трудностям использования утяжелителей на основе баритовых флотационных концентратов относится сравнительно легкая гидрофобизация их поверхности анионактивными ПАВ. Гидрофобизацию барита вызывают сульфонол, смазочные добавки на нефтяной основе, пеногасители типа касторового соапстока и ряд других веществ.

Гидрофобизация утяжелителя обусловливает его нефтесмачиваемость, что приводит к образованию крупных флокул из смоченных нефтью частиц барита и к катастрофическому выпадению утяжелителя из раствора. Наиболее часто интенсивная флокуляция баритовых утяжелителей наблюдается в нефтеэмульсионных растворах, содержащих ПАВ и обработанных лигносульфонатами. Нефтесмачиваемость баритовых утяжелителей и, как следствие, их флокуляция зависят от физико-химических свойств нефти, вводимой в буровой раствор.

Для уменьшения флокуляции следует применять легкие нефти вязкостью не более

15× 10^-4спз. Это необходимо учитывать и при установке нефтяных ванн в случае прихватов бурильной колонны.

С целью повышения качества баритового утяжелителя, ослабления или нейтрализации вредного влияния различных примесей флотационные баритовые концентраты при помоле или перед сушкой обрабатывают водными растворами обезвоженных фосфатов – кислого пирофосфата или триполифосфата, что позволяет гидрофилизовать поверхность частиц барита, нейтрализовать загущающее действие тонкодисперсных фракций утяжелителя и глинистых частиц, связать ионы кальция, вызывающие коагуляцию раствора.

Наиболее полно требованиям утяжеления буровых растворов отвечает утяжелитель из концентратов, полученных путем гравитационного обогащения баритовых руд. Утяжелители, полученные измельчением гравитационных концентратов до необходимой дисперсности, имеют ряд преимуществ перед баритом, полученным флотационным методом:

- отсутствие флотореагентов на поверхности утяжелителя;

- возможность обеспечения оптимального гранулометрического состава в соответствии с требованиями бурения;

- отсутствие большого количества коагулирующих солей.

Для оценки качества утяжелителей разработаны специальные методы (определение

плотности, содержание влаги, содержание водорастворимых солей, содержание остатка в % после мокрого просева на сетке с размером 0, 074 и 0, 044мм, пределы утяжеления без терсостатирования). В промысловых условиях их желательно дополнить методиками, позволяющими оценить технологические свойства утяжелителя. К ним относятся определения:

- утяжеляющей способности (приведена выше);

- относительной вязкости, характеризующей способность утяжелителей к структурно-коагуляционному загущению в буровых растворах;

- содержания глинистых коллоидных частиц методом адсорбции метиленовой сипи (изложена в приложении «лабораторные работы»).

Более подробно методики и стандарты представлены в кн.Булатов А.И. и др. Технология

промывки скважин, М., Недра, 1981г.

Приложение

⇐ Предыдущая123456789Следующая ⇒

Поделиться: