CC BY
0УДК 62 Ревин И.Д., Игнатьева Е.О.
Ревин И.Д.
Самарский государственный технический университет (г. Самара, Россия)
Игнатьева Е.О.
канд. тех. наук, доцент кафедры бурение нефтяных и газовых скважин Самарский государственный технический университет (г. Самара, Россия)
АНАЛИЗ ФАКТОРОВ ВОЗНИКНОВЕНИЯ ОСЛОЖНЕНИЙ ПРИ ВСКРЫТИИ ИНТЕРВАЛА ОТЛОЖЕНИЙ БОБРИКОВСКОГО ГОРИЗОНТА С БОЛЬШИМ ЗЕНИТНЫМ УГЛОМ
Аннотация: в данной работе представлена методика и пример анализа бурения в интервале Бобриковского горизонта.
Ключевые слова: Бобриковский горизонт, осложнения, глинистые породы, СПОПП, удельное время, спускоподъёмные операций, зенитный угол, буровой раствор, циркуляционная плотность, реологические параметры.
Бурение скважин в неустойчивых глинистых породах может сопровождаться возникновением осложнений, которые приводят к значительным материальным и временным затратам. Основанием для выполнения данной исследовательской работы является наличие осложнений при бурении скважин со вскрытием интервала отложений Бобриковского горизонта с большим зенитным углом. Для проведения анализа было отобрано 34 скважины, вскрывших Бобриковский горизонт.
Основной целью работы является оценка влияния различных буровых растворов на механические свойства (стабильность) аргиллитов Бобриковского горизонта.
1853
Первым этапом необходимо выявить взаимосвязь «проблемных» скважин с показателями, по которым можно косвенно судить о наличии тех или иных проблем при бурении скважин. В данном случае данными показателями являются «общее время спуско - подъёмных операций, промывок и проработок, час» (общее время СПОПП) и «удельное время спуско - подъёмных операций, промывок и проработок, мин/м» (удельное время СПОПП), которые показывают суммарное время технологических операций, направленных на беспрепятственное хождения бурового инструмента и обеспечение спуска обсадной колонны.
Вторым этапом после выявления наличия зависимости осложнений от времени СПОПП, проводится анализ-сравнение и установление взаимосвязей времени СПОПП с такими величинами как: глубина залегания целевого пласта, зенитный угол вскрытия, протяженность участка ствола по неустойчивым отложениям, время нахождения Бобриковского горизонта во вскрытом состоянии с момента вскрытия вплоть до достижения проектной глубины интервала бурения.
Совмещение данных о наличии осложнений, угле вскрытия и времени СПОПП в интервале Бобриковского горизонта приведено на рис. 1, причём скважины расположены в порядке возрастания величины зенитного угла. Цвет и подпись по оси абсцисс показывает наличие осложнений: «1» обозначены скважины с осложнениями, «0» - без них. Как видно из диаграммы при увеличении зенитного угла более 70° количество осложнений существенно возрастает. Время СПОПП на осложнённых скважинах не всегда будет превышать аналогичное время по скважинам, пробуренным без проблем.
1854
100
(б г ^ X 90
а. 5
^ г 80
а. «
о ^ с о 70
г о 60
§ с
и
а к 50
¥ г
5 . ш . 40
«О О а 30
ш а
а о X 20
с л 10
О ^ Ф
£ 0
>
Удельное время СПООП, мин/м
!! II ¡1 ;<|| II !!;| IIII!! |||| IIIIIIIIIIIIIIIIII (III ¡¡IIII1111!!!
||||||||||||||||||||||||||||||||
0000000000011000111111100101001111 0 - без осложнений, 1 - с осложнениями
Рисунок 1. Зависимость удельного времени СПОПП и наличия осложнений на скважинах от угла вскрытия Бобриковского горизонта.
Третьим этапом проводится анализ-сравнение используемых систем промывочных жидкостей. Учитывая важность данного вопроса, стоит обратить особое внимание на реологические особенности систем бурового раствора, на которых проходило бурение скважин и их способность сохранять стабильность свойств после воздействия внешних факторов, например таких, как влияние пластового флюида при его попадании в раствор. На рисунке 2 дифференцированы скважины по виду осложнений, а также приведена информация по плотностям и реологическим параметрам. Скважины расположены в порядке возрастания величины зенитного угла по каждому типу бурового раствора, которые соответствуют следующим обзоначениям:
• Г - гипсо-известковый,
• И - ингибированный,
• С - силикатный,
• Э - гелево-эмульсионный.
Пунктирными линиями, соответствующими по цвету свойствам бурового раствора, нанесены значения плотности, динамического напряжения сдвига и пластической вязкости при которых ожидается бурение без осложнений.
1855
гггггггг г гиииисэээээээээээээээээээ
Тип бурового раствора
Скважины с осложнениями ■ при СПО при бурении/промывке
— — — зенитный угол в 70 градусов — — — плотность 1,32 г/см3
— — — пластическая вязкость 22 мПа-с — — — ДНС 23 фунт/100 фут2
Рисунок 2. Зависимость наличия осложнений на скважинах от плотности и реологических параметров при различных типах бурового раствора.
Из данных, приведённых на рисунке 2 видно, что наименьшее количество осложнений наблюдалось при бурении на гипсоизвестковом (Г) буровом растворе не зависимо от зенитного угла. На ингибированных (И) и гелево-эмульсионных (Э) буровых растворах при зенитных углах более 70° осложнения наблюдались почти во всех случаях. Во время бурения скважин на гипсоизвестковом буровом растворе реологические значения пластической вязкости были ниже по сравнению со значениями при бурении на полимер-ингибированном и гелево-эмульсионном буровых растворах. Нужно отметить, что и плотности при вскрытии Бобриковских отложений на гипсоизвестковых системах тоже были в целом невысокими. Кроме того, также на рисунке видно, что основное количество осложнений происходит при проведении СПО, а не во время бурения. Данный факт свидетельствует о существенном влиянии знакопеременных гидравлических нагрузок на стенки ствола скважин. В первую очередь это связано с величиной реологических параметров бурового раствора. Также повышение знакопеременных гидравлических нагрузок при возобновлении циркуляции может быть связано с высокими значениями СНС
1856
10 с / 10 мин, которые появляются при попадании пластового флюида, имеющего пониженный pH.
На четвертом этапе проведён анализ влияния количественного содержания ингибиторов, входящих в состав промывочной жидкости. На рассматриваемых объектах в качестве ингибитора, применялся хлористый калий (KCl). На рисунке 3 скважины расположены в порядке возрастания величины зенитного угла по каждому типу бурового раствора. Фиолетовой сплошной линией показана максимальная фактическая концентрация KCl.
л
а ^
а.
о ^
2 О
и m
S
s а ю о
LA
100 90 80 70 60 50 40 30 20
о 10
200 180 160 140 120 100 80 60 40 20 0
ГГГГГГГГГГИИИИСЭЭЭЭЭЭЭЭЭЭЭЭЭЭЭЭЭЭЭ
Тип бур°в°го раствора в Скважины с осложнениями
г
VJ *
а s
X
га
л
а
ф ч: о и
Рисунок 3. Зависимость наличия осложнений от концентрации КС1.
0
Наглядно видно, что на большинстве скважин, пробуренных на гелево-эмульсионных (Э) буровых растворах, даже при концентрации КС1 более 100 кг/м3 при зенитных углах более 70° наблюдались осложнения. Это указывает на то, что KCl при бурении в интервале Бобриковского горизонта не эффективен. Это является логичным, т.к. результаты исследований минералогического состава образцов пород Бобриковского горизонта показали отсутствие набухающих глин (монтмориллонит). Основным механизмом нарушения устойчивости аргиллитов является снижение противодавления на стенки ствола и проявление расклинивающего эффекта при попадании в поры и трещины водной фазы.
1857
По итогам выполненного анализа можно сформировать определенные выводы:
• наименьшая аварийность наблюдалась при бурении на гипсоизвестковых буровых растворах,
• наибольшее воздействие на устойчивость аргиллитов оказывают знакопеременные нагрузки, зависящие от реологических и структурно-механических свойств буровых растворов,
• чрезмерно высокая плотность бурового раствора также может усиливать процесс механического разупрочнения пород, увеличивая знакопеременные нагрузки на стенки ствола скважины, а также, усиливать передачу давления внутрь микротрещин с оказанием расклинивающего эффекта,
• анализ применения KCl показал отсутствие влияния ингибирования на возникновение осложнений при зенитных углах более 70 градусов, также выполненный анализ минералогического состава не выявил наличие набухающих глин (монтмориллонита).
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ:
1. Шакиров В.А., Лопатина Е.С., Лузина Л. А., Максимова И.А., Девятка Н.П. Литофациальный анализ терригенных бобриковских отложений Пронькинского месторождения Оренбургской области // Территория «НЕФТЕГАЗ». - 2015. - N0 2. - С. 44-50;
2. А.А. Хуббатов, А.М. Гайдаров, А.Д. Норов, М.М.-Р. Гайдаров, /К вопросу об устойчивости глинистых пород/ Территория «НЕФТЕГАЗ». - 2014;
3. Литолого-палеогеографическая характеристика бобриковского этапа осадконакопления на территории Оренбургской области/С.В. Астаркин, В.В. Колпаков, О.П. Гончаренко, Ю.А. Писаренко, В.П.;
4. Пеньков А.И. Влияние полимеров на ингибирование глин // Нефтяное хозяйство. - 1979. - № 5;
1858
5. Бичкурин Т.Н. Исследование технико-технологических факторов, определяющих устойчивость кыновских аргиллитов при бурении скважин / Т.Н. Бикчурин, И.Г. Юсупов, Р.С. Габидуллин и др. // Нефтяное хозяйство. -2000. - № 12. - С. 25-27;
6. Юсупов И.Г. Физико-геологические исследования явлений обвалообразования неустойчивых горных пород при бурении скважины и меры их предотвращения: Дисс. на соиск. уч. степ. канд. техн. наук. - М.: МИНХ им. Губкина, 1966;
7. Васильченко С.В. Современные методы исследования проблемы неустойчивости глинистых пород при строительстве скважин / С.В. Васильченко, А.Г. Потапов, А.Н. Гноевых. - М.: ИРЦГазпром, 1998. - 83 с
Revin I.D., Ignatieva E.O.
Revin I.D.
Samara State Technical University (Samara, Russia)
Ignatieva E.O.
Samara State Technical University (Samara, Russia)
ANALYSIS OF FACTORS FOR COMPLICATIONS WHEN OPENING BOBRICOVSKY DEPOSITION INTERVAL HORIZON WITH LARGE ZENITH ANGLE
Abstract: this paper presents a methodology and example of drilling analysis in the Bobrikovsky horizon interval.
Keywords: Bobrikovsky horizon, complications, clayey rocks, inclination angle, drilling fluid, equivalent circulation density, rheological parameters.
1859
