Разработка комплекса мероприятий, обеспечивающих управление физико-химическим взаимодействием бурового раствора с литифицированными глинистыми породами. Технологические рекомендации к составам растворов, направленных на сохранение устойчивости скважины.
Аннотация к работе
Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук Диссертация выполнена на кафедре бурения нефтяных и газовых скважин Ухтинского государственного технического университета. Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор Быков Игорь Юрьевич кандидат технических наук Михеев Михаил Александрович Защита состоится 26 декабря 2008 г. в 10 часов на заседании Ученого совета Д.212.291.01 при Ухтинском государственном техническом университете по присуждению степени кандидата технических наук по адресу 169300 Республика Коми г. С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Ухтинского государственного технического университета.Проблема сохранения устойчивости ствола становится наиболее актуальной при бурении в глинистых отложениях различной степени литификации, толщина которых в нефтегазовых регионах может достигать значительных величин. И если управление свойствами слаболитифицированных увлажненных глинистых пород достаточно решено применением ингибирующих, недиспергирующих и полимерных буровых растворов в сочетании с оптимальной технологией бурения, то вскрытие слабоувлажненных литифицированных глин практически всегда сопровождается кавернообразованием и длительными проработками, снижение интенсивности которых возможно лишь повышением плотности, резким увеличением реологических характеристик и применением жестких ингибиторов. Кроме того часто остается без внимания роль смазывающего эффекта жидких прослоек и капиллярного всасывания при контакте с буровым раствором в потере устойчивости. В связи с вышесказанным, проблема сохранения устойчивости стенок скважины, сложенных литифицированными глинистыми породами, в настоящий момент продолжает оставаться актуальной. Разработка комплекса мероприятий, обеспечивающих управление физико-химическим взаимодействием бурового раствора с литифицированными глинистыми породами.Однако большинство относят к основным факторам потери устойчивости глинистых пород - характер напряженного состояния пород, их физико-химическое взаимодействие с промывочной жидкостью (фильтратом), механическое воздействие бурильного инструмента - в любом их сочетании. В связи с особенностями строения и минерального состава литифицированных глинистых пород, устойчивость, особенно при больших углах падения пластов, по мнению ряда исследователей, обусловлена, в основном, силами трения между частицами породы В последние годы для управления устойчивостью ствола скважины используют специальные технологии буровых растворов, оказывающие воздействие на породу, иногда одновременно с изменением плотности промывочной жидкости. Основным направлением ингибирования буровых растворов в настоящее время является применение силикатов, хлоридов калия и натрия как в стабилизированных глинистых, так и в малоглинистых системах. Анализ материалов бурения (с 1990 г.) показал, что при бурении эксплуатационных скважин использовались: полимер-солевые растворы, в которых роль твердой фазы играла, в основном, выбуренная порода, а плотность фильтрата достигала 1100 - 1150 кг/м3 (в качестве минерализатора использовались многотоннажные промышленные калийсодержащие отходы); ингибирующие хлоркалиевые растворы с содержанием хлорида калия 5-10 % и обработанные полиакрилатами, КМЦ и полианионной целлюлозой.Основной причиной разупрочнения малоувлажненных литифицированных глинистых пород, вследствие особенностей строения в результате процессов метаморфизации и диагенеза, являются капиллярные процессы, которые могут в дальнейшем привести к дифффузионно-осмотическим перетокам, и, таким образом, стать причиной расслаивания и осыпания пород; Экспериментально и аналитически установлено, что скорость увлажнения пород зависит от регулируемо-кольматирующих свойств буровых растворов, которые обеспечиваются обработкой кольматирующей добавкой. К таким добавкам относятся обработки 0,1 % хлорида магния 1 каустической соды 1 % нефти, 3 % жидкого стекла 3 % полигликоля или 1% жидкого стекла 0,3 % сульфата алюминия, ДАМФ - 0,5 % и жидкого стекла - 0,5 %, ДАМФ - 0,5 % сульфат алюминия - 0,1 %, которые снижают интенсивность капиллярных процессов и усиливают адгезионной взаимодействие в массиве породы; Экспериментально установлено, что снижение интенсивности капиллярных процессов возможно при использовании безнефтяных добавок, таких как 3 % жидкого стекла 3 % полигликоля или 1% жидкого стекла 0,3 % сульфата алюминия, ДАМФ - 0,5 % и жидкого стекла - 0,5 %, ДАМФ - 0,5 % сульфат алюминия - 0,1 %; Установлено, что высокой кольматирующей способностью обладает новая фаза, которая образуется при совместной добавке хлорида магния и каустической соды, а также жидкого стекла и хлорида магния.