CC BY
26БУРЕНИЕ
УДК 622.244.442
Р.А. Усманов, к.т.н., директор, ООО «СБК-Техносервис» (Нижнекамск, Республика Татарстан, Россия), e-mail: sbk-ura@bk.ru; Л.Б. Хузина, д.т.н., профессор, заведующая кафедрой «Бурение нефтяных и газовых скважин», Альметьевский государственный нефтяной институт (АГНИ) (Альметьевск, Республика Татарстан, Россия), e-mail: 1hyzina@yandex.ru; С.И. Голубь, старший преподаватель кафедры «Бурение нефтяных и газовых скважин», АГНИ (Альметьевск, Республика Татарстан, Россия), e-mail: goiub.si@maii.ru
Лабораторные исследования пластифицирующего, высокоингибированного бурового раствора для кыновских аргиллитов
Одним из приоритетных направлений по интенсификации эксплуатационных работ на нефть на территории Ро-машкинского месторождения в Урало-Поволжье является строительство наклонно-направленных скважин с горизонтальным окончанием. Однако при бурении скважин остаются нерешенными вопросы по осложнениям, связанных с неустойчивым состоянием глинистых пород. Формирование ствола при строительстве глубин скважин обусловлено процессами и явлениями, происходящими в гидравлически связанной системе «скважина - пласт». В такой системе на устойчивость стенок скважин существенное влияние оказывает характер физико-химического взаимодействия бурового раствора с горной породой.
Промышленно-нефтеносным объектом месторождения являются терригенные отложения девона, покрышки которых представлены кыновскими аргиллитами. В статье приведены факторы, влияющие на разупрочнение кыновских аргиллитов: механические, приводящие к угрозе обрушения целого пласта при недостаточном противодавлении; эрозионные, происходящие от физического воздействия промывочной жидкости и работы долота. Рассматривается новый эффективный подход к выбору буровых растворов, применяемых для бурения высокоглинистых горных пород - пластификация, ингибирование в два этапа: капсулирование ингибиторами-гидрофобизаторами, при котором идет заполнение микротрещин, оставшихся после уплотнения; упрочнение ингибиторами-гелями, при котором идет сшивание структуры горной породы с основным кальциевым и натриевым связующими. Приводится методика определения продольного набухания глин в динамическом режиме и первые результаты исследований пластифицирующего высокоингибированного бурового раствора АГНИ, разработанного в Альметьевском государственном нефтяном институте, с целью определения его комплексного воздействия на разупрочненные глинистые породы. Нетрадиционный подход к решению вопросов сохранения устойчивости при бурении разупроч-ненных горных пород подтвержден положительными результатами исследований.
Раствор рекомендован к применению при вскрытии склонных к эрозии и обрушению, истощенных горных пород. Ключевые слова: пластификация, ингибирование, комплексные воздействия, набухание, кыновские аргиллиты.
R.A. Usmanov, Candidate of Science (Engineering), Director, SBK-Tekhnoservis LLC (Nizhnekamsk, Republic of Tatarstan, Russia), e-mail: sbk-ura@bk.ru; L.B. Khuzina, Doctor of Science (Engineering), Professor, Head of Department, Oil and Gas Wells Drilling, Almetyevsk State Oil Institute (ASOI) (Almetyevsk, Republic of Tatarstan, Russia), e-mail: lhyzina@yandex.ru; S.I. Golub, Senior Teacher of Department, Oil and Gas Wells Drilling, ASOI(Almetyevsk, Republic of Tatarstan, Russia), e-mail: golub.si@mail.ru
Laboratory analysis of plastifying, highly inhibited drilling mud for the Kynovian argillites
One of the priority lines in intensifying operational works for oil in the territory of Romashkinskoye field in the Ural and Volga Region is construction of inclined wells with horizontal tailing-in. However, during wells drilling there still remain unsettled issues concerning difficulties associated with clay rocks unstable condition. Borehole formation during construction of well depths is contingent upon the processes and phenomena taking place in the «well - seam» hydraulically linked system. In such system the nature of physical and chemical interaction between drilling mud and rock significantly affects the well walls stability.
The industrial oil bearing field facility is the Devonian terrigenous deposits, their cap rocks are represented by the Kynovian argillites. The article describes the factors affecting the Kynovian argillites softening: mechanical factors
DRILLING
resulting in the threat of the entire seam collapse in case of insufficient counter-pressure; erosion factors resulting from the physical impact of flush liquid and drilling bit operation. The article considers a new efficient approach towards selection of drilling muds used for drilling high clay rocks, that is plastifying, inhibiting in two stages: encapsulation with inhibiting water repelling agents when micro-fractures left after sealing are filled; strengthening with gel inhibitors when the rock structure is sewn with main calcium and sodium binders.
The article describes the methods for determining longitudinal clays swelling in a dynamic mode and the first results of studying the plastifying highly inhibited drilling mud of ASOI developed at Almetyevsk State Oil Institute in order to determine its comprehensive impact on softened clay rocks. The non-conventional approach towards solving the problems concerning preservation of stability when drilling softened rocks is confirmed by the positive results of researches.
The mud is recommended for use when opening erosion and collapse liable depleted rocks. Keywords: plastifying, inhibiting, comprehensive effects, swelling, Kynovian argillites.
Поисково-разведочные и эксплуатационные работы на нефть на территории Ромашкинского месторождения осуществляются путем строительства скважин со значительным отклонением от вертикали.
Бурение горизонтальных скважин в ОАО «Татнефть» ежегодно возрастает и в период 2000-2013 гг. количество таких скважин изменяется от 16 до 61 в год. При строительстве наклонно-направленных скважин с
горизонтальным окончанием [7-12] основным объектом бурения являются девонские отложения. Кыновские аргиллиты, средняя мощность которых колеблется от 18 до 40 м [1], являются породами-покрышками, и их разрез
Ссылка для цитирования (for references):
Усманов Р.А., Хузина Л.Б., Голубь С.И. Лабораторные исследования пластифицирующего, высокоингибированного бурового раствора для кыновских аргиллитов // Территория «НЕФТЕГАЗ». - 2015. - № 9. - С. 14-18.
Usmanov R.A., Khuzina L.B., GoLub S.I. Laboratornye issLedovanija pLastificirujushhego, vysokoingibirovannogo burovogo rastvora dLja kynovskih argiLLitov [Laboratory analysis of plastifying, highly inhibited drilling mud for the Kynovian argillites]. Territorija «NEFTEGAZ.» = Oil and Gas Territory, 2015, No. 9. P. 14-18.
Дельта Энерджи
СЕРВИСИС
443010, Россия,
г. Самара, ул. Красноармейская, д. 1, оф.306 Тел.: +7 (846) 200 55 22; Факс: +7 (846) 200 55 23 ООО «Дельта Энерджи Сервисис» services@delta-energy.ru | www.delta-energy.ru
ПЕРВЫЙ РОССИЙСКИЙ ПРОИЗВОДИТЕЛЬ ЛИЦЕНЗИОННЫХ СОЕДИНЕНИЙ КЛАССА ПРЕМИУМ
производственные мощности:
> СОВРЕМЕННЫЙ МОБИЛЬНЫЙ ТОКАРНЫЙ КОМПЛЕКС С ЧПУ В КОНТЕЙНЕРНОМ ИСПОЛНЕНИИ
> СИСТЕМА МОБИЛЬНОГО ФОСФАТИРОВАНИЯ РЕЗЬБОВЫХ СОЕДИНЕНИЙ (КОНТЕЙНЕРНОГО ИСПОЛНЕНИЯ)
о МОБИЛЬНЫЙ МУФТОНАВОРОТНЫЙ СТАНОК
производственные возможности:
> РЕМОНТ РЕЗЬБОВЫХ СОЕДИНЕНИИ БУРИЛЬНЫХ, ОБСАДНЫХ И НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБ
> ИЗГОТОВЛЕНИЕ ПЕРЕВОДНИКОВ ГОСТ, ПРЕМИУМ. о ПРЕЦЕЗИОЗНЫЕ ТОКАРНЫЕ РАБОТЫ
ПО ЧЕРТЕЖАМ ЗАКАЗЧИКА
ООО "Дельта Энерджи Сервисис" сертифицировано на изготовление резьбовых соединений: Grant Prideco (XT, НТ);
ТМК (СХ, PF, PF ЕТ, FJ, SX, FMC, GF, 3, CWB, MAGNA); Vallourec (VX, EIS, CDS, VAM TOP, OCTG).
SIl
API Spec 01 Regfctera
n
lams
НЕШСТЕВа
J
ISO
БУРЕНИЕ
* р - плотность раствора, Т - условная вязкость, Ф - фильтратоотдача за 30 мин. (по прибору ВМ-6), рН - водородный показатель.
* р - mud density, T - funnel viscosity, F - filter output within 30 min. (according to ВМ-6 device), рН - hydrogen indicator.
Таблица. Показатели свойств раствора Table. Indicators of mud properties
№ п/п Тип раствора Состав раствора Показатели свойств раствора* Indicators of mud properties*
No. Mud type Mud composition p, кг/м3 p, kg/m3 Т, сек. T, sec. Ф, см3/30 м F, cm3/30 m рН
1 Пресная вода Fresh water Вода Water 1000 15 OO 7
2 Пластифицирующий высокоингибированный буровой раствор, разработанный в АГНИ Plastifying highly inhibited drilling mud developed at ASOI Вода Water Комплексный реагент (органические соли, микрогели) и др. Complex reagent (organic salts, micro gels), etc. 1330 159 1,5 9
содержит высокоглинистые горные породы. Характерные особенности кыновских аргиллитов: основным глинистым минералом являются гидрослюды, повышено содержание AL2O3 и щелочных окислов К2О и Na2O. Однако ввиду структурных особенностей аргиллитов и бурения участков кыновских горизонтов с зенитными углами более 600 возникают проблемы, связанные с потерей устойчивости породы, увеличением объема ствола скважин, что приводит к таким осложнениям, как осыпи и обвалы [2].
ОСНОВНЫМИ ТИПАМИ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ, ПРИМЕНЯЕМЫХ ПРИ БУРЕНИИ РАЗУПРОЧНЕННЫХ АКТИВНЫХ ГОРНЫХ ПОРОД, ЯВЛЯЮТСЯ:
• нейтральные промывочные жидкости: вскрытие пород происходит в нейтральной среде (РУО, инвертные эмульсии). Данные жидкости применяются при условии бурения в высокопластичных, склонных к набуханию породах и при относительно больших интервалах активных горных пород;
• ингибированные промывочные жидкости: вскрытие в ингибированной среде, позволяющее замедлить процессы диспергирования (KCL/PoLymer), гипсоизвестковая (ООО «Миррико»), Premium GeL (ООО «Бентотехнологии», ООО «Татбуррастворы»), «Мультибур» (ООО «Буринтех»). Данные жидкости применяются при бурении в активных текучих горных породах с максимальной степенью набухания.
Поскольку применение РУО на сегодняшний день не в полной мере соответствует экологическим условиям и экономическим аспектам, а технологии позволяют применять другие аналоги, близкие к свойствам РУО [4], то, как правило, используют стандартные полимерные растворы с разной степенью ингибирования, действие которых сводится к замене или сохранению ионного обмена между полимерами раствора и связующими составляющими активных горных пород.
Однако уже при бурении в разупроч-ненных горных породах - кыновских аргиллитах, где нет ярко выраженных осмотических обменов и реакций, наблюдаются только механические куло-новские силы. Такой метод позволяет лишь временно остановить реакцию разупрочнения. По истечении периода свободного замещения катионов, способного сдерживать диспергирование, горная порода переходит в другое состояние, где превалирующую роль играют:
• механический фактор (угроза обрушения целого пласта при недостаточном противодавлении);
• эрозия от физического воздействия промывочной жидкости и работы долота.
Ввиду этого для решения проблем при вскрытии сбросовой тектоники, осложненной эрозионными врезами (кынов-скими глинами), необходимо применять новые комплексные буровые растворы, отвечающие за многие факторы. Так, при вскрытии кыновских аргиллитов
(особенно при зенитных углах более 500) необходимо подбирать комплекс воздействия:
1) пластификация (при которой все ку-лоновские силы, связывающие частицы глины, переходят в ионные), при этом при пластовом давлении более 10 атм. наблюдается начальное уплотнение разупрочненной горной породы;
2) ингибирование, которое необходимо проводить после перехода горной породы на стадию ионного обмена (активной фазы), причем данная стадия должна проходить в два этапа:
• капсулирование ингибиторами-ги-дрофобизаторами, при котором идет заполнение микротрещин, оставшихся после уплотнения (их каналы способны потенциально увеличиваться в размерах);
• упрочнение ингибиторами-гелями, при котором идет сшивание структуры горной породы с основным кальциевым и натриевым связующим.
С целью решения данных задач в АГНИ была разработана новая рецептура бурового раствора, обладающая комплексным действием (пластификация и ингибирование) [6]. При выборе бурового раствора в равной мере важны как информация о геологических условиях, так и результаты лабораторных исследований [3]. Исследования разработанного в АГНИ бурового раствора проводились в лаборатории буровых растворов ТатНИ-ПИнефть на тестере продольного набухания пород компании OFITE (далее - тестер) в динамическом режиме.
DRILLING
Исследованию на набухание подвергалось четыре образца аргиллитов в контакте с двумя типами промывочных жидкостей.
Показатели свойств жидкостей представлены в таблице. Применялась следующая методика исследования набухания. Образцы породы перемалывали на шне-ковой мельнице до среднего размера частиц 0,5 мм. С помощью компактора приготавливали брикет. Образец породы навеской 13 г в блоке камеры сжимали при давлении 15 т на протяжении 0,5 ч.
Спрессованный компактором брикет пробы диаметром 25 мм, высотой 9 мм помещали в ячейку для брикета, в котором выше и ниже брикета внутри ячейки устанавливали сетки. В цилиндр с брикетом заливали испытательный раствор, который перемешивали магнитной мешалкой. Дифференциальным преобразователем продольного удлинения (ДППУ) измеряли расширение пробы в вертикаль-
ном направлении с точностью до 0,1%, и эта информация затем сохранялась как временная функция через систему обработки информации. Исследование проводилось на четырех параллельных ячейках: две ячейки с водой - вода (1), вода (2), две ячейки с исследуемым буровым раствором -раствор АГНИ (1), раствор АГНИ (2). Всего было выполнено четыре опыта и получены четыре кривых набухания. По результатам проведенных исследований и характера поведения кривых были сделаны следующие выводы:
1) на начальном этапе, когда время нахождения образца горной породы в исследуемом растворе составляет 120 часов, наблюдается изменение объема набухания до 6%, которое, вероятнее всего, объясняется процессом высокой степени адсорбции и проявлением ярко выраженного процесса пластификации;
2) поведение кривой, соответствующее периоду от 120 до 168 часов, определяет проявление ингибирующего эффекта,
т.е. после стадии ионного обмена происходит ингибирование. Достигается оно значительно быстрее по сравнению с другими типами растворов [5];
3) величина набухания (10-11%) в исследуемом буровом растворе значительно ниже, чем в пресной воде, в пластовой девонской воде, в глинистом и полимер-глинистом растворах [5];
4) максимальный показатель набухания (16-17%) характерен для пресной воды, причем величина набухания со временем увеличивается.
Таким образом, результаты лабораторных исследований позволяют сделать вывод, что разработанный в АГНИ исследуемый новый тип бурового раствора является комплексным, что проявляется процессами пластификации и ингибирования.
Пластифицирующий высокоингиби-рованный буровой раствор можно рекомендовать к применению при вскрытии разупрочненных, склонных к эрозии и обрушению,истощенных горных пород.
RUSSIA
27-29 октября 2015
Москва Крокус Экспо
г
/
ill
ч / V 1
у
; ш \ а©
Об
15-я Международная выставка технологий, оборудования, материалов и услуг
для неразрушающего и разрушающего контроля, технической диагностики и экспертизы промышленной безопасности
Организаторы;
рпшехрй г |л
тел.:+7 (812) 380 6002/00, e-mail: ndt@primexpo.m
Забронируйте стенд:
ndt-russia.ru
БУРЕНИЕ
Литература:
1. Логинова В.Н. Литология кыновской свиты востока Татарии и некоторых прилегающих к ней районов // Известия Казанского филиала АН СССР. Серия геологических наук. - 1957. - № 4. - С. 53-73.
2. Гайдаров М.М.-Р., Бельский Д.Г., Изюмченко Д.В. и др. Устойчивость глинистых пород при строительстве скважин. - М.: ВНИИГАЗ, 2014. - 100 с.
3. Талиев Н.А., Калдыбаев Н.А., Абдрахманов Э., Маткалыков А. Методология выбора бурового раствора, обеспечивающего устойчивость ствола скважины // Проблемы научно-технического прогресса в бурении скважин: Сборник докладов Всероссийской научно-технической конференции с международным участием, посвященной 60-летию кафедры бурения скважин. - Томск: Изд-во Томского политехнического университета, 2014. - С. 323-330.
4. Шарафутдинова Р.З., Ишбаев Г.Г. Буровые растворы для строительства скважин в глинистых горных породах. - М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2014. - 192 с.
5. Нуртдинова Г.Н., Мусин К.М., Каримов М.Ф. Исследование физико-механических свойств кыновских аргиллитов // Сборник научных трудов Тат-НИПИнефть. - 2012. - Вып. LXXX. - С. 68-74.
6. Хузина Л.Б., Голубь С.И., Усманов Р.А. Заявка на патент № 2014142658/20 «Полимер-эмульсионный буровой раствор». Дата приоритета: 22.10.2014 г.
7. Хузина Л.Б., Петрова Л.В., Мухутдинова А.А. Конструкция низа бурильной колонны при разработке залежей высоковязких нефтей // Нефтегазовое дело. - 2012. - № 5. - С. 55-61. - Режим доступа: http://www.ogbus.ru/authors/Khuzina/Khuzina_3.pdf
8. Хузина Л.Б., Любимова С.В. Особенности предупреждения прихватоопасности при бурении скважин с горизонтальными окончаниями // Газовая промышленность. - 2013. - Спецвып. 692. - С. 49-51.
9. Хузина Л.Б. Технико-технологическое решение для снижения коэффициента трения бурильной колонны о стенки скважины при бурении скважин с горизонтальным участком // Нефтегазовое дело. - 2012. - № 2. - Режим доступа: http://www.ogbus.ru/autors/LubimovaSV/LubimovaSV_1.pdf.
10. Хузина Л.Б. Разработка вспомагательного оборудования, снижающего коэффициент трения бурильной колонны о стенки скважины при бурении скважин с горизонтальным участком // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2012. - № 2. - С. 12-16.
11. Хузина Л.Б. Применение скважинного осциллятора при бурении многозабойных скважин и скважин с горизонтальным участком // Нефть. Газ. Новации. - 2012. - № 1. - С. 30-32.
12. Бердников Д.А., Львова И.В., Рылов Н.И., Миронова Л.М., Хузина Л.Б. Технология вторичного вскрытия пласта с формрованием протяженных фильтрационных каналов в прискважинной зоне продуктивного интервала // Нефтяное хозяйство. - 2012. - № 2. - С. 90-94.
References:
1. Loginova V.N. LitoLogija kynovskoj svity vostoka Tatarii i nekotoryh priLegajushhih k nej rajonov [LithoLogy of the Kynovian suite formation in the east of Tatariya and some adjacent regions]. Izvestija Kazanskogo filiala AN SSSR. Serija geologicheskih nauk = Bulletin of Kazan branch of the Academy of Science of USSR. Series of geological sciences, 1957, No. 4. P. 53-73.
2. Gaydarov M.M.-R., BeLskiy D.G., Izyumchenko D.V., et aL. Ustojchivost'glinistyh porodpristroitel'stve skvazhin [Stability of clay rocks during wells construction]. Moscow, VNIIGAZ, 2014. 100 pp.
3. TaLiyev N.A., KaLdybayev N.A., Abdrakhmanov E., MatkaLykov A. MetodoLogija vybora burovogo rastvora, obespechivajushhego ustojchivost' stvoLa skvazhiny [Methods for selecting drilling mud ensuring stability of the weUbore]. Problemy nauchno-tehnicheskogo progressa v bureniiskvazhin: Sbornik dokladov Vserossijskoj nauchno-tehnicheskoj konferenciis mezhdunarodnym uchastiem, posvjashhennoj 60-letiju kafedry burenija skvazhin [Problems of scientific and technical progress associated with wells drilling: Collection of reports of the All-Russia Scientific and Technical Conference with international participation dedicated to the 60th anniversary of the Wells Drilling Department]. Tomsk, Publishing House of the Tomsk Polytechnic University, 2014. P. 323-330.
4. Sharafutdinova R.Z., Ishbayev G.G. Burovye rastvory dlja stroitel'stva skvazhin vglinistyh gornyh porodah [Drilling muds for wells construction in clay rocks]. Moscow, VNIIOENG JSC, 2014. 192 pp.
5. Nurtdinova G.N., Musin K.M., Karimov M.F. IssLedovanie fiziko-mehanicheskih svojstv kynovskih argiLLitov [Research into the physical and mechanical properties of the Kynovian argiLLites]. Sbornik nauchnyh trudov TatNIPIneft' = Collection of TatNIPIneftscientific papers, 2012, Issue LXXX. P. 68-74.
6. Khuzina L.B., GoLub S.I., Usmanov R.A. Patent application No. 2014142658/20 «Polimer-jemul'sionnyjburovojrastvor» [Polymer emulsion drilling mud]. Date of priority: 22.10.2014
7. Khuzina L.B., Petrova L.V., Mukhutdinova A.A. Konstrukcija niza buriL'noj koLonny pri razrabotke zaLezhej vysokovjazkih neftej [Bottom-hoLe driLL string assembLy when deveLoping deposits of high viscous oiLs]. Neftegazovoe delo = Oil and Gas Engineering, 2012, No. 5. P. 55-61. Access mode: http://www.ogbus.ru/authors/Khuzina/Khuzina_3.pdf
8. Khuzina L.B., Lyubimova S.V. Osobennosti preduprezhdenija prihvatoopasnosti pri burenii skvazhin s gorizontaL'nymi okonchanijami [Specific features of preventing the sticking hazard when driLLing weLLs with horizontaL taiLing-in]. Gazovaja promyshlennost' = Gas industry, 2013. SpeciaL edition 692. P. 49-51.
9. Khuzina L.B. Tehniko-tehnoLogicheskoe reshenie dLja snizhenija kojefficienta trenija buriL'noj koLonny o stenki skvazhiny pri burenii skvazhin s gorizontaL'nym uchastkom [TechnicaL process soLution for reducing the factor of the driLL pipe string friction against the weLL waLLs when driLLing weLLs with a horizontaL section]. Neftegazovoe delo = Oil and Gas Engineering, 2012, No. 2. Access mode: http://www.ogbus.ru/autors/ LubimovaSV/LubimovaSV_1.pdf.
10. Khuzina L.B. Razrabotka vspomagateL'nogo oborudovanija, snizhajushhego kojefficient trenija buriL'noj koLonny o stenki skvazhiny pri burenii skvazhin s gorizontaL'nym uchastkom [DeveLopment of auxiLiary equipment reducing the factor of the driLL string friction against the weLL waLLs when driLLing weLLs with a horizontaL section]. Stroitel'stvo neftjanyh i gazovyh skvazhin na sushe i na more = Construction of on-shore and offshore oil and gas wells, 2012, No. 2. P. 12-16.
11. Khuzina L.B. Primenenie skvazhinnogo osciLLjatora pri burenii mnogozabojnyh skvazhin i skvazhin s gorizontaL'nym uchastkom [AppLication of the weLL osciLLator when driLLing muLtiLateraL weLLs and horizontaL section weLLs]. Neft'. Gaz. Novacii = Oil. Gas. Novations, 2012, No. 1. P. 30-32.
12. Berdnikov D.A., Lvova I.V., RyLov N.I., Mironova L.M., Khuzina L.B. TehnoLogija vtorichnogo vskrytija pLasta s formrovaniem protjazhennyh fiL'tracionnyh kanaLov v priskvazhinnoj zone produktivnogo intervaLa [Method of casing perforation with Long fiLtration channeLs formation in the near-weLL region of the producing intervaL]. Neftjanoe hozjajstvo = Oil facility, 2012, No. 2. P. 90-94.
18
№ 9 сентябрь 2015 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
