CC BY
17БУРЕНИЕ
перспективные технологии при строительстве скважин на месторождениях восточной сибири
В настоящее время большое внимание уделяется разработке и добыче углеводородных ресурсов Восточной Сибири. Бурение скважин в данном регионе сопряжено с решением ряда геологических проблем. Поглощение бурового раствора часто приурочено к зонам интрузий, наличию солевых комплексов и неустойчивых горных пород, наличию водогазонефтепроявлений.
Отдаленность месторождений Восточной Сибири от основных транспортных магистралей накладывает дополнительные временные и материальные затраты по предупреждению и ликвидации осложнений на скважинах. Анализ применяемых технологических решений показывает, что основная часть проблем, возникающих при строительстве скважин, связана с поглощениями технологических жидкостей. Так, при бурении соленасыщенными растворами, используемыми для предупреждения размыва солевых пластов, на ряд проходимых интервалов создается высокая репрессия, что приводит к поглощениям и прихватам. Основными методами предупреждения и ликвидации поглощений является намыв наполнителей различных фракций, закачка полимерных вязко-упругих составов,установка цементных мостов, изменение глубины спуска обсадных колонн. А при цементировании - использование облегченных тампонажных растворов на основе алюмосиликатных полых микросфер, вермикулита.
Разработанный компанией ПСК Буртех-нологии комплексный подход направлен на повышение качества строительства
скважин и снижение случаев осложнений, связанных с поглощениями. При этом снижаются временные и материальные затраты.
Анализ геологических условий бурения на месторождениях Берямба, Са-лаирское, Оморинское, Верхнейгинское определил требования к используемым технологическим жидкостям:
• возможность регулирования плотности в пределах 700-1100 кг/м3;
• устойчивость к соленасыщению;
• устойчивость к кальциевой агрессии.
Сучетом перечисленных требований была разработана система соленасы-щенного бурового раствора на основе микропузырьков «Vialonix», которая предупреждает размыв солевых пластов. Для защиты от воздействия ангидритов раствор обрабатывается рядом химических реагентов для повышения pH и нейтрализации ионов кальция. Для цементирования в данных условиях разработан газоцементный тампонаж-ный раствор Alfacem с плотностью от 1000 до 1500 кг/м3. Газоцементный состав получают генерацией газа in situ, где основная часть пузырьков формируется в течение ОЗЦ,что позволяет
получить расширение цементного камня и, как следствие, более плотный контакт в затрубном пространстве, одновременно с этим предупреждается прорыв газа через твердеющий тампонажный раствор.
Общей особенностью растворов Vialom'x и А^асет является устойчивость системы во всем объеме от влияния глубины, температуры до 600С и давления. Это достигается благодаря равномерно распределенным в системах микропузырькам размером от 25 до 100 мкм, которые создают двухфазную пену, называемую гетеросептой. Размер пузырьков с высоким поверхностным натяжением не позволяет им схлапываться и сжиматься при воздействии на них даже высокого давления. Микропузырьки настолько стабильны, что не слипаются при касании, и такое свойство определяет стабильность плотности растворов. Неоспоримым достоинством таких растворов является низкая водоотдача, высокая вязкость фильтрата и практически мгновенное свойство образовывать кольматационный экран в высокопроницаемых поглощающих породах. Благодаря тиксотропным свойствам, присущим аэрированным
основные параметры растворов, полученных в лаборатории:
Таблица 1. система соленасыщенного бурового раствора Vialonix
тип раствора плотность, г/см3 условная вязкость, с пластическая вязкость, мпа динамическая вязкость, фУнТ/100фУТ2 гель, фУнТ/100фУТ2 через10с/10мин
Vialonix 0,87 капает 50-55 470-480 25/33
20 \\ ТЕРРИТОРИЯ нефтегаз \\
\\ № В \\ август \ 2003
\\ ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ \\
№ 8 \\ август \ 2009
Таблица 2. Облегченный высокостабильный тампонажный раствор Alfacem
НАЗВАНИЕ РАСТВОРА В/Ц ПЛОТНОСТЬ, НАЧАЛО ГАЗООБРАЗОВАНИЯ, МИН СРОКИ СХВ., ЧАС ПРИ 220С ВРЕМЯ ЗАГУСТЕВАНИЯ, ЧАС ПРОЧНОСТЬ НА ИЗГИБ, МПА/СМ2 ЧЕРЕЗ 5 СУТОК
г/см3 НАЧАЛО КОНЕЦ
Alfacem 0,57 1,2 5 6-45 7-20 3-30 2,2
Рис. 1. Образцы газоцемента Alfacem. Плотность, соответственно, слева направо: 757, 923 и 1170 кг/м3
системам, растворы обладают хорошими вытесняющими свойствами и имеют небольшую зону перемешивания. Буровой раствор в состоянии покоя в течение года сохранял свои свойства, что подтверждает его стабильность. Загрязнение раствора гипсами, моделирование наработки твердой фазы до 20 кг/м3 показало его стабильность. При рассмотрении слома балок цемента Alfacem четко прослеживается равномерное распределение пузырьков газа во всем объеме затвердевшего образца, что показывает стабильность системы даже в атмосферных условиях. В образцах с плотностью цементного камня 750 кг/м3 размер самых больших пузырьков газа не превышает 0,5-1 мм. Разработанный комплекс, включающий систему Vialom'x и тампонажный состав Alfacem, является перспективным технологическим решением для бурения скважин на месторождениях Восточной Сибири.
1. Основное преимущество технологии в том, что для получения газонаполненных облегченных систем не требуется дополнительное оборудование для введения газовой фазы.
2. Благодаря эффекту образования прочных микропузырьков в системах важным условием эффективности является стабильность и однородность систем как в движущемся потоке, так и в состоянии покоя.
3. Использование газонаполненных систем позволяет дополнительно эффективно кольматировать зоны поглощения благодаря образованию массивного блока с высокими тиксотропными свойствами.
4. Невысокая стоимость применяемых реагентов с регулированием плотности в широком диапазоне позволяет предупредить поглощения жидкостей в процессе бурения скважин, что существенно снизит общие временные и материальные затраты на отдаленных объектах.
5. Для получения облегченного там-понажного раствора не требуется доставка на объект сравнительно дорогих алюмосиликатных или стеклянных микросфер.
6. Тампонажный состав А^асеш благодаря низкой теплопроводности и низкому тепловыделению в процессе гидратации применим для цементирования интервалов ММП.
Биотехнологии
пермскяя сЕРвисняя компяния
ООО «ПСК «БУРТЕХНОЛОГИИ» 614000, г. Пермь, ул. Газеты «Звезда», д. 12, офис 301 Тел.: +7 (342) 218-21-90, 218-21-91 Факс: +7( 342) 218-21-93 e-mail: [email protected] www.pskbt.narod.ru
WWW.NEFTEGAS.INFO
\\ бурение \\ 21
