Метод гидромеханического упрочнения ствола – основа системного совершенствования технологий строительства и эксплуатации нефтяных и газовых скважин

Приведена краткая аналитическая оценка состояния технологии буровых работ, рассмотрена причина снижения качества и эффективности строительства скважин и ключевые факторы нарушения технологических процессов. Представлены материалы по модификации метода гидромеханического упрочнения ствола в процессе бурения и заканчивания скважин с использованием наноматериалов – модифицированных кремнеземов и результаты широкого внедрения системной разработки на различных нефтяных месторождениях. Табл. – 3 , ил. 5, список лит. – 4 назв.

 

 

Устойчивая тенденция неуклонного роста сложности геолого-технических условий строительства и эксплуатации скважин природного и техногенного происхождения негативно отражаются на показателях их качества и эффективности [1].

 

Характерной особенностью технологических операций, проводимых в скважине, является нестационарность гидравлического состояния и поведения системы «скважина – массив горных пород», контроль и регулирование которых остается одной из главных проблем в технологии буровых работ. Происходящие при этом процессы интенсивного гидравлического и физико-химического взаимодействия флюидонасыщенных пластов и неустойчивых горных пород, нарушая технологию, приводят к различного рода осложнениям. Негативными последствиями этих неупорядоченных (хаотичных) процессов становится закономерное снижение ключевых показателей качества и эффективности строительства скважин: ухудшение коллекторских свойств прискважинной и удаленной зон продуктивных пластов, нарушение герметичности крепи с возникновением межпластовых перетоков, заколонных флюидопроявлений и объединением продуктивной толщи в единый фильтр [1]. В конечном счете, все отмеченное приводит к раннему и прогрессирующему обводнению скважин, нарушению систем разработки нефтегазовых залежей и снижению интегрального показателя - коэффициента извлечения нефти (КИН).

 

Применение традиционных и вновь разрабатываемых технологий, как показывает промысловый опыт, не приводит к эффективному решению этих технологических проблем, свидетельство которому является наметившийся застой в этой области. Обусловлено сложившееся положение тем, что применяемые и разрабатываемые технологии и технические средства направлены на решение частных промысловых задач каждого этапа бурения и заканчивания скважин. Тогда как системному развитию технологии буровых работ, основанному на исключении причины их нарушения, специалистами должного внимания не уделяется. И это притом, что превалирующее влияние на технологию и показатели буровых работ оказывают нестационарные виброволновые процессы гидромеханического состояния и поведения скважин, а также неуправляемые физико-химические взаимодействия технологических жидкостей и массива горных пород.

Характерные проявления нестационарности гидравлических условий бурения скважин при производстве различных операций представлены на рис. 1.

 

I – Спуск инструмента в вертикальной части ствола скважины

II – ремонт оборудования

III – спуск инструмента в участке набора зенитного угла и горизонтального ствола

IV – промывка с расхаживанием бурового инструмента

V – подъем инструмента из горизонтального ствола и участка набора зенитного угла

VI – подъем инструмента в вертикальном участке

 

А – 20,7 МПа – восстановление циркуляции

Б – 16,9 МПа – промывка с расхаживанием

 

Анализ публикаций отечественных исследований [1, 2, 3] и изучение промыслового опыта в данной области показывают, что основной причиной осложнений является активная гидродинамическая связь скважины с вскрываемым комплексом проницаемых пород. Такая трактовка предопределяет дальнейшее направление решения проблемы – необходимость совмещения процесса вскрытия проницаемых пород с процессом их гидроизоляции.

 

На этом основании, в ООО «Кварц» модифицирован и находит успешное применение «Метод гидромеханического упрочнения ствола в процессе бурения скважин» (рис. 1) [2]. Эффективная гидроизоляция ствола достигается за счет совмещения процессов бурения и кольматации стенок скважины через гидромониторную насадку в наддолотном переводнике, реализации кинетической энергии струи и механизма «расклинивающего» давления, применения в глинистых (полимерглинистых, малоглинистых) буровых растворах модифицированного дисперсного кремнезема (МДК) торговой марки «Кварц». Промысловый опыт показал, что применение МДК:

 

Преимущества и недостатки традиционной и модифицированной технологий приведены в подрисуночной подписи рис. 2.

 

 

 

Получаемые гидроизолирующие характеристики защитного экрана позволяют производить гидромеханическую опрессовку ствола для оценки его технического состояния в процессе бурения скважины и значительно повысить качество ее подготовки к креплению (рис. 3).

 

Кроме того, проведенные исследования [2] по изучению МДК «КВАРЦ» в составе глинистых буровых растворов совместно с полученными практическими результатами показывают, что наличие кремнеземов значительно повышает качество самой глинистой корки (табл. № 1), снижает степень набухания глин (рис. 4) и скорость капиллярного всасывания жидкости (табл. № 2 ). Основные физико-химические свойства МДК «КВАРЦ» приведены в таблице № 3.

 

Состав жидкости, концентрация МДК «Кварц»		Продолжительность капиллярного всасывания, мин	Кратность снижения скорости капиллярного всасывания
1.	Дистиллированная вода – 100%	0,14	-
2.	К-эмульсия	0,35	2
3.	К+(0,01÷0,05)% МДК «Кварц»	3,14 – 3,5	9 - 10
4.	К + 0,3% МДК «Кварц»	Более 100	284

 

Установлено, что контрольная эмульсия (вода + дизтопливо) в 2 раза замедляет капиллярное продвижение в сравнении с дистиллированной водой. Добавка 0,01-0,05% МДК к этой эмульсии снижает скорость ее капиллярного всасывания в 10 раз, а при концентрации 0,3% МДК скорость всасывания замедляется более чем в 280 раз.

 

 

На рис. 5 приведена схема размещения техники для обработки ствола модифицированным дисперсным кремнеземом во время первичного вскрытия продуктивной толщи.

Современные рыночные отношения и условия разработки большинства нефтяных месторождений требуют от компаний обеспечения эффективности капитальных вложений на строительство скважин за счет увеличения, в частности, дебитов  по нефти на новых скважинах, что в высокой степени зависит от сохранения коллекторских свойств при первичном вскрытии продуктивного пласта. С этой целью в ОАО «Татнефть» в 2001 г. была принята программа по опробованию и массовому внедрению новых технологий бурения и вскрытия продуктивных пластов. При их оценке специалистами «ТатНИПИнефть» было отмечено, что максимальной эффективностью обладает «Технология вскрытия продуктивных пластов с кольмататором и МДК «КВАРЦ»(4).

	Наименование показателей	Значение
1.	Внешний вид	Сыпучий порошок от белого до серо-желтого цвета
2.	Водородный показатель (рН суспензии)	2,0 – 10,0
3.	Гидрофобность, %	до 99,8
4.	Насыпная плотность, г/дм3	40 – 245
5.	Удельная поверхность, м2/г	до 440
6.	Эффективный краевой угол смачивания поверхности обработанной МДК «Кварц»	до 168°
7.	Размер частиц*, нм	5 – 40
8.	Содержание ОН-групп, моль/г продукта	2,5 – 4,7
9.	Содержание алкильных групп, групп/нм2	0,20 – 2,35
10.	Гидрофильно-липофильный баланс (ГЛБ)	0,5 – 15,0

* по паспортным данным с заводов поставщиков сырья.