Предупреждение аварий при геофизических исследованиях скважин.. Предупреждение аварий при геофизических исследованиях скважин. Подготовка скважины к исследованиям
 Скачать 347.69 Kb.
|
|
Предупреждение аварий при геофизических исследованиях скважин. Подготовка скважины к исследованиям. Предупреждение аварий – это, прежде всего, выполнение требований проектов и планов на капитальный ремонт скважин, а также действующих инструкций и руководящих документов, обязательных для выполнения. В каждой нефтяной и газодобывающей компании, в каждой сервисной организации, специализирующейся на проведении ремонтновосстановительных работ в нефтяных и газовых скважинах, на основе действующих инструкций по предупреждению и ликвидации аварий, специфических особенностей работ в данном регионе и с учетом передового опыта разрабатываются планы по предупреждению аварий (ПЛА). В основе предупреждения аварий лежат следующие требования: - площадка для скважины должна соответствовать проекту, разработанному на основании действующих норм с учетом естественного уклона местности и обеспечения движения сточных вод в систему их сбора; - размещение оборудования необходимо осуществлять по схемам, утвержденным главным инженером предприятия и согласованным с местными органами Ростенадзора и противофонтанной службой; - применение пожаробезопасных промывочных жидкостей и технологических растворов; - применение надежного оборудования и инструментов, не приводящих к возникновению искры. Для предупреждения аварий необходимо соблюдать следующие требования. Пуск в эксплуатацию смотрированного на устье скважины передвижного агрегата (ПАА), допуск бригады в работу по ремонту скважины осуществляется комиссией с привлечением представителей Ростехнадзора и противофонтанной службы. Проведение работ по ремонту скважины разрешается после проверки объекта на соответствие требованиям ПБ 08-624-03, «Правил технической эксплуатации передвижного подъемного агрегата и охраны окружающей среды». Бригада КРС (ТРС) должна быть обучена по курсу «Контроль скважины. Управление скважиной при газонефтеводопроявлениях», ознакомлена с методами пожарной безопасности в соответствии с федеральным законом [45] и укомплектована средствами пожаротушения, средствами индивидуальной защиты в соответствии с правилами пожарной безопасности ПБ 01-04 и ВППБ 01-98 согласно «Перечню технического оснащения бригады». Анализ газовоздушной среды у устья скважины должен осуществляться ежесменно в соответствии с разработанным и утвержденным регламентом. Проведение электросварочных работ должно проводиться в строгом соответствии с инструкцией. Электрооборудование, электрические светильники, устанавливаемые во взрывоопасных зонах, должны быть во взрывозащищенном исполнении и иметь уровень взрывозащиты, отвечающий требованиям, предъявляемым ПУЭ, вид взрывозащиты – категории и группе взрывоопасной смеси. Установка во взрывоопасных зонах взрывозащищаемого оборудования, не имеющего маркировки по взрывозащите, изготовленного неспециализированными предприятиями или отремонтированного с изменением узлов и деталей, обеспечивающих взрывозащиту, без письменного разрешения аккредитованной испытательной организации не допускается. Эксплуатация электрооборудования при неисправных средствах взрывозащиты, блокировках, нарушенных схемах управления и защиты также не допускается. При применении в качестве промывочной жидкости нефти или растворов на углеводородной основе должны быть приняты меры по предупреждению загрязнения рабочих мест и загазованности воздушной среды приустьевой площадки. Для контроля загазованности должны проводиться замеры у устья скважины, у емкости приготовления раствора, а при появлении загазованности – приниматься меры по ее устранению. Перед вскрытием пласта или нескольких пластов с возможными газонефтеводопроявлениями (ГНВП) персонал бригады должен пройти: - инструктаж членов бригады по практическим действиям при ликвидации газонефтеводопроявлений, согласно «Инструкции по предупреждению и первичным действиям вахты при ликвидации газонефтеводопроявлений»; - проверку состояния ППА, ПВО, инструмента и приспособлений; - отработку учебной тревоги (дальнейшая периодичность учебных тревог - согласно графику); - оценку готовности объекта к оперативному завозу утяжеленного раствора глушения, пополнение его запасов путем приготовления на кусте. Для предупреждения ГНВП в процессе подъема колонны НКТ бурильных труб следует проводить, долив раствор глушения через доливную емкость с поддержанием его уровня на устье скважины. При спуске колонны НКТ после прострелочных работ газоопасных горизонтов должен проводиться контроль раствора на газонасыщенность. Если объемное содержание газа в вытесняемом растворе превышает 5 %, то должны применяться меры по его дегазации, выявлению причин насыщения раствора газом (работа пласта) и их устранению. К подъему колонны НКТ, бурильных труб из скважины, в которой произошло поглощение раствора при наличии ГНВП, разрешается приступить только после заполнения скважины до устья и отсутствии перелива в течение времени, достаточного для подъема и спуска колонны НКТ, бурильных труб. При установке нефтяных, кислотных ванн, ванн ПАВ гидростатическое давление столба раствора и жидкости ванны должно превышать пластовое давление. При необходимости снижения, согласно плану ведения работ, гидростатического давления ниже пластового СПО возобновляются только после восстановления циркуляции раствором глушения скважины, в необходимых случаях более утяжеленным раствором глушения. Подъем колонны труб с поршневым сифоном (пакером, зашламованность глубинного насоса, забойного двигателя, долота и т.д) следует проводить на скоростях, при которых обеспечивается равенство изливаемого и доливаемого раствора. Существуют различные аварийные ситуации. Устранение их идет в зависимости от типа аварии, однако есть основные положения, которые необходимо соблюдать применять: - оповестить вахту и привлеченный персонал об аварии; - удалить людей из опасной зоны; - информировать соответствующие службы (организацию-недропользователя, ремонтное предприятие, противофонтанную службу); - применять меры по предотвращению возникновения аварии техникотехнологического характера – загерметизировать устье скважины, заглушить двигатель ППА, отключить электроэнергию; - при появлении признаков ГНВП руководствоваться «Инструкцией по предупреждению и первичным действиям вахты по ликвидации газонефтеводопроявлений»; - при возникновении пожара до прибытия пожарной службы применять меры по ликвидации возгорания; - применять меры против разлива нефти, технологического раствора на прилегающую к устью скважины территорию. Подготовка скважины к исследованию Факторы, обуславливающие подготовку газовой скважины к исследованиям, определяются: 1. Назначением исследования (первичное, текущее, специальное) и объёмом требуемой информации. 2. Геологическими особенностями залежи, характеристикой пористой среды и получаемой продукции, т. е. наличием значительного количества влаги (конденсационной воды, конденсата, фильтрата) и агрессивных компонентов в составе газа, возможностью разрушения призабойной зоны, образованием гидратов в стволе скважины в процессе испытания, подтягиванием конуса подошвенной воды. 3. Конструкцией скважины и применяемых глубинных приборов. 4. Степенью освоения месторождения, т. е. наличием наземных коммуникаций по сбору и осушке газа; факторами, ограничивающими давление, температуру и дебит скважины в процессе испытания и др. Во всех скважинах после завершения буровых работ, цементажа, перфорации проводится освоение. Этот процесс, имеет непосредственное отношение к предполагаемой методике испытания скважин и обработке полученных результатов. Дебиты газа и примесей в продукции скважин в процессе продувки, устьевое, затрубное и межколонное давления и температуры, а также продолжительность продувки должны быть зафиксированы. Продувка при освоении скважины существенно влияет на форму начального участка кривой восстановления давления. Продувка скважины без предварительно оцененного значения депрессии на пласт может привести к подтягиванию к скважине конуса подошвенной воды и к обводнению скважины, к разрушению призабойной зоны и образованию гидратов в призабойной зоне пласта и в стволе скважины. Поэтому перед продувкой скважины следует детально ознакомиться с геолого-физическими, термобарическими данными пласта и скважины. В соответствии с ожидаемыми дебитами следует выбрать конструкцию забойного и устьевого оборудования, диаметр и глубины спуска фонтанных труб, диаметр диафрагмы, исходя из ожидаемого устьевого давления Подготовка газовой скважины к газогидродинамическим исследованиям обусловливается: Назначением исследования (первичное, текущее, специальное) и объемом требуемой информации. Геологическими особенностями залежи и характеристикой пористой среды и получаемой продукции, т.е. наличием значительного количества влаги (конденсационной воды, конденсата, фильтрата) и агрессивных компонентов в составе газа, возможностью разрушения призабойной зоны, образования гидратов в стволе скважины в процессе испытания, возможным подтягиванием конуса подошвенной воды. Конструкцией скважины и применяемых глубинных приборов. Степенью освоения месторождения, т.е. наличие наземных коммуникаций по сбору и осушке газа, факторы, ограничивающие давление, температуру и дебит скважины в процессе испытания, и др. Испытание скважины проводится после ее освоения. В зависимости от ожидаемого дебита, величина которой оценивается при продувке, необходимо выбрать такую конструкцию фонтанных труб, при которой обеспечивается вынос потоком газа твердых и жидких примесей с забоя скважины на всех режимах исследования. Оборудование устья скважины для проведения газогидродинамических исследований в зависимости от состояния освоения месторождения, цели назначения и характеристики залежей осуществляется в основном по двум схемам (см. рисунок 1.3 а, б). Устье скважины, не подключенной к промысловому газосборному пункту перед газогидродинамическими исследованиями, оборудуется лубрикатором, образцовыми манометрами, сепаратором, измерителем расхода, термометрами и выкидной линией для факела. Общая схема оборудования устья скважины для газогидродинамических исследований с выпуском газа через факел в атмосферу показана на рисунке 1.3а. В зависимости от намеченной программы возможны некоторые изменения отдельных узлов этой схемы. Если в добываемом газе не ожидается значительного количества влаги и, нет необходимости спуска глубинных приборов для определения забойного и пластового давления, то эти давления определяются расчетным путем по устьевым замерам давления.  Рисунок. 1.3а Оборудование устья скважины, не подключенной к установке по подготовке газа: 1 скважина; 2 фонтанная арматура; 3 лубрикатор; 4 лебедка; 5 сепаратор; 6 емкость для замера жидкости; 7 ДИКТ; 8 факельная линия; 9 манометры; 10 термометр; 11 глубинный прибор; 12 крепление выкидной линии; 13 линия ввода ингибитора.  Рисунок 1.3б Схема обвязки скважины при исследовании с применением коллектора “Надым”: 1 – фонтанная арматура; 2 – манометры; 3 – термометры; 4 – емкости для жидких и твердых примесей; 5 – опоры; 6- коллектор “Надым”; 7 – измеритель расхода газа; 8 – линия ввода ингибитора; 9 – факельная линия. Наиболее распространенная схема обвязки устья скважин, подключенных к промысловому газосборному пункту, предусматривает индивидуальное испытание каждой из них. Такая схема обвязки требует оборудования устья скважины лубрикатором, образцовыми манометрами, термометрами и подключения исследуемой скважины к линии испытания. Расход газа определяется по данным расходомера, установленного на линии испытания. На обустроенных и введенных в разработку месторождениях необходимость подачи ингибитора в скважину предусматривается проектом разработки и, поэтому сооружать звено по подаче ингибитора не следует. Для снижения потерь газа нужно максимально использовать возможность испытания скважин с подачей газа в газопровод. Если скважины вскрывают пласты с низким давлением, и на месторождениях на завершающей стадии их разработки исследования с выпуском газа в газопровод встречают определенные трудности, что связано с небольшой разницей между давлением после сепаратора и в газопроводе, ограничивающие число режимов исследования. Поэтому для обеспечения необходимого числа режимов в схеме оборудования скважины, подключенной к газосборному пункту, предусмотрена факельная линия для проведения части исследований с выпуском газа в атмосферу. Исследование скважины на стационарных режимах проводится по заранее составленной программе работ. Объем исследований по этой программе устанавливается на основании проектных решений или исходя из проведенных ремонтно-профилактических и интенсификационных работ. В соответствии с программой исследования и в зависимости от обустройства промысла подготавливаются соответствующие приборы, оборудования и инструменты. Их монтируют на скважине по схемам, показанным на рисунке 1.3. Перед исследованием скважины на стационарных режимах необходимо ознакомиться с геолого-промысловыми материалами по данной скважине и месторождения. Если процессы восстановления и стабилизации давления, дебита и забойного давления продолжаются несколько часов и более, то следует выбрать ускоренные методы исследования скважины. Перед началом исследования давление на устье скважины должно быть статическим Рст. Исследование нужно начинать с меньшего дебита и наращивать его от режима к режиму. После фиксирования статического давления скважину следует пускать в работу с небольшим дебитом и дожидаться полной стабилизации забойного (устьевого) давления и дебита. Забой скважины при испытании ее методом установившихся отборов должен быть чистым, или, если имеется столб жидкости или песчаная пробка, желательно, чтобы высота их оставалась неизменной. В противном случае коэффициенты сопротивления, определяемые по результатам испытания, будут переменными от режима к режиму. Значения забойных давлений, дебита и температуры должны быть фиксированы после полной стабилизации давления и дебита. Условия стабилизации оцениваются постоянством показаний приборов, используемых для измерения давления, перепада давлений на расходомере и температуры во времени. После снятия этих показаний на первом режиме диафрагме (штуцере) скважину закрывают для восстановления давления до статического. Процессы пуска скважины и стабилизации давления и дебита при этом, работа скважины на установившемся режиме, восстановления давления после закрытия скважины на данной диафрагме составляют один режим работы скважины. Характер изменения давления на одном режиме с полной стабилизацией забойного устьевого давления и дебита, работой на режиме и с полным восстановлением давления после закрытия скважины показан на рисунке 1.4.  Рисунок. 1.4 Характер изменения давления при исследовании скважины на режиме. При значительном количестве жидкости в продукции скважины следует пользоваться глубинными приборами с местной или дистанционной регистрацией забойного давления на различных режимах. Если забойное оборудование и коррозионно-активные компоненты затрудняют измерение забойного давления глубинными манометрами, то следует в зависимости от количества жидкости и газа, конструкции скважины, коэффициента сопротивления труб и структуры потока вывести эмпирическую формулу для достаточно точного определения забойного давления таких скважин. Набухание пород, взаимодействия бурового промывочного раствора с горной породой. 75 % геологического разреза нефтегазоносного месторождения слагают глинистые минералы, такие как каолинит, хлорит и гидрослюда. Как известно, эти глинистые минералы менее опасны, чем например, монтмориллонит. Емкость поглощения этих минералов не высокая, но, тем не менее, гидратация все же имеет место быть. При проводке скважин возникают набухание глин, закупорка коллектора. Следовательно, взаимодействие ошибочно подобранного бурового раствора с глинистыми горными породами при бурении на месторождении не только увеличивает вероятность появления технологических осложнений, но и уменьшает нефтеотдачу пласта. Чтобы решить проблемы, возникающие при взаимодействии системы глина - буровой раствор на месторождении, нужно основательно разобрать теоретическую основу гидратации глинистых минералов. Состав и реологические свойства буровых промывочных жидкостей существенно влияют как на устойчивость стенок скважин, сложенных глинистыми частицами, так и на процесс бурения в целом. Результат взаимодействия глины с водой бурового раствора, проявляющееся в росте влажности, объёма частиц, давления, также приводит к распаду структуры глинистых частиц, обобщенно называется понятием "набухание глинистых пород". Процесс набухания глинистых пород разделяют на две стадии: адсорбционного (или внутрикристаллического) и макроскопического (или осмотического) набухания. Первая стадия набухания глинистых пород связана с поглощением влаги в результате действия адсорбционных сил и заканчивается в основном при влажности, близкой к максимальной гигроскопической. Эта стадия мало влияет на изменение объёма пород в целом, поскольку объём влаги при этом в значительной степени соизмерим с объёмом её пор. Вторая стадия набухания глинистых пород обусловлена процессами поглощения влаги вследствие осмотических сил или осмотического давления, возникающего вблизи поверхности глинистых частиц и создаваемого избыточной активной концентрацией отдиссоцированных с поверхности частиц обменных ионов (катионов). Существенное приращение объёма грунта происходит именно на этой макроскопической стадии набухания. Приращение объёма при набухании глинистых пород зависит от сочетания адсорбционных, осмотических и капиллярных сил. Набухание наиболее выражено в слабосцементированных переуплотненных глинистых породах, содержащих глинистые минералы с эластичной кристаллической решеткой (типа монтмориллонита). Все факторы, от которых зависит набухание глин, можно подразделить на четыре типа: состав и структура твердой части глинистых пород (гранулометрический состав, минеральный состав, структурно-текстурные особенности, состав обменных катионов, влажность и др.); химический состав взаимодействующего с глиной раствора; температура, при которой идёт набухание; величина давления, под которым находится грунт. Состав глинистых пород оказывает влияние на процесс их набухания в зависимости, главным образом, от величины их удельной поверхности, а также от количества и вида обменных ионов, то есть от величин их ионной и поверхностной активности. Глинистые минералы, характеризующиеся высокой сорбционной активностью в отношении молекул воды, играют значительную роль в процессе. С ростом удельной поверхности глинистых минералов и их ёмкости обмена и степени диссоциации обменных ионов (катион), то набухаемость таких пород возрастает. Следовательно, можно расположить глинистые минералы по следующий ряд по их собственности к набуханию:
Набухаемость глинистых грунтов также определяется валентность обменных катионов и их радиусом. С уменьшением валентности катиона или радиуса катиона при одинаковой валентности, то значительно понижается взаимодействие катиона с поверхностью глинистых частиц, в силу чего величина набухаемости растёт. Роль обменных катионов возрастает при набухании минералов с раздвижной кристаллической решеткой (типа монтмориллонита), обладающих внутрикристаллическим набуханием и большой емкостью обмена[2, с. 60]. Для второй стадии набухания характерен следующий ряд ионов по влиянию на набухаемость глин:
На набухание глинистых пород немалое влияние оказывают структурно-текстурные особенности глинистых пород: тип структуры, структурные связи, плотность, ориентированность и сложность их текстуры. При нарушении природных структурных связей, величина набухания в глинистых отложениях увеличивается. Ученые доказали, что глинистые породы имеют деформацию набухания в 1,3-1,8 раза в перпендикулярном направлении слоистости больше, чем в параллельном направлении слоистости. Состав и концентрация электролитов в буровом растворе получают признание для обобщенного определения набухаемости глинистых частиц при изменении гидрохимических условий. В общем случае повышение концентрации раствора электролита вызывает подавление процесса набухания глинистых пород. Кроме вышесказанных факторов, от которых зависит величина набухаемости, причём необходимо учесть влияние температуры и осмотического давления, при которых идёт процесс набухания. Следует из экспериментальных данных ученых, относительная величина набухания глинистых пород изменяется в зависимости от давления по экспоненциальному закону. Характер набухания глинистых пород, как установлено, зависит от температуры. Чем больше нагрета порода, тем важнее этот эффект. Механизм ингибирования глин заключается в следующем: 1) на поверхности глины усиливается адсорбция ионов Са2+, К+, Ва2+, N4+ и ими замещаются вакантные участки в кристалли ческой решетке породы; 2) при катионном обмене активируются ранее пассивные глин или поверхности глинистых частиц; 3) ослабляются анизотропия и анизометрия частиц в результате появления на глине замещенных экспонированных участков; 4) повышается заряд глинистых частиц, возникают контактная и жидкостная коагуляция глинистых частиц. Подавить процесс набухания глин можно физико-химическими методами, именно этот процесс и называется ингибированием. Это достигается с применением в растворах электролитов (солей) в определенных концентрациях, превышающих порог коагуляции. Такие системы созданы для предупреждения аварий и осложнений, связанных с осыпями и обвалами неустойчивых глин. Этот вид осложнений при бурении вызывает наибольшие потери, которые нередко заканчиваются ликвидацией скважин, поэтому трудно переоценить роль буровых растворов в решении этой нелегкой задачи. Успех предупреждения осыпей и обвалов глинистых пород в различных геологических условиях полностью зависит от правильного выбора типа бурового раствора, его состава и свойств. Поведение потенциально неустойчивых глин определяется двумя основными факторами - физико-химическим и физическим. Первый фактор является основным, и его сущность заключается в характере (механизме) физико-химического взаимодействия бурового раствора и его фильтрата с разбуриваемыми глинами. Однако полностью решить проблему ликвидации осложнений и повышения устойчивости стенок скважин при бурении в неустойчивых глинистых породах методами ингибирования пока еще не удалось. Ожидаемый эффект от применения ингибированных растворов для глинистого комплекса пород оказался недостаточным. Увлажнение глин фильтратами ингибированных растворов замедляло их гидратацию, набухание и разупрочнение, но не предупреждало в дальнейшем развитие этих процессов Мероприятия по борьбе с неустойчивостью глинистых горных пород в процессе бурения Нарушение целостности стенок скважины происходит вследствие возникновения давления со стороны глинистых горных пород. Давление со стороны глинистых горных пород обусловлено массой вышележащих слоев породы. Напряженно-деформированное состояние горных пород вблизи скважины в значительной степени изменяется вследствие физико-химического воздействия на них бурового раствора. Значительную роль в передачи горного давления играет влажность породы. Например, глина при влажности более 10% проявляет высокую пластичность и передает горное давление почти на полную величину. Наличие каверн в стволе скважины усиливает нарушение устойчивости существования глинистых горных пород. Начиная с 60-х годов специалисты, занимающиеся буровыми промывочными жидкостями, установили, что большинство случаев нестабильного состояния пород связано с наличием глинистых минералов в их составе, из способности к значительному увеличению своего объема в процессе гидратации при воздействии бурового раствора. Затем уже изучали не только влияние плотности бурового раствора на устойчивость глины, но и влияние минералогического состава глины в горных породах, процессов набухания. Данный вопрос, несмотря на его детальные и многочисленные исследования, остается недостаточно изученным. А.И. Пеньков, изучая скорость впитывания воды глиной, выделил преимущества использования акриловых полимеров с хлористым калием. Так же, отметил значительное повышение эффективности устойчивости глинистых пород . Подобные технические решения показали свою эффективность на месторождениях Западной Сибири. О.К. Ангелопуло, В.Э. Аваков для оценки ингибирующей способности бурового раствора предложили использовать наибольшее значение фильтроотдачи, при которой значимо проявление ингибирующего эффекта. Городнов В.Д. считает, что на устойчивость глинистых пород сильно влияет их влажность и величина водоотдачи бурового раствора. В слабоувлажненных глинистых породах при их смачивании возникают дополнительные напряжения, обусловленные набуханием, что способствует разупрочнению. Основной функцией буровых растворов на водной основе при бурении в глинах является контроль над процессами их гидратации и набухания. В патенте 1931 года Loomis утверждал, что буровой раствор на основе хлористого кальция уменьшает набухание глин. В дальнейшем начали применять другие электролиты, широкое распространение получил силикат натрия, различные виды поверхностноактивных веществ, неэлектролитов. В.С. Новиков утверждает в своей монографии, что используя ингибированные буровые промывочные жидкости, решить проблему предотвращения осложнений при бурении в глинистых горных породах невозможно. Применение нефтеэмульсионного раствора не позволило предотвратить осложнения и прихваты. Увеличение плотности раствора и снижение фильтрации так же не предотвратило осложнений при бурении. Известно техническое решение, направленное на стабилизацию стенок скважины, которое основывается на применении неорганических полимеров, таких как жидкое стекло. Данные методы стабилизации разрабатывались В.Д. Городновым и В.И. Крыловым. Хотя они и получили широкое распространение, методы не всегда успешно применимы в связи с горнотехнологическими условиями. Выше перечисленные методы разработки буровых промывочных жидкостей не всегда эффективны. Специалисты недостаточно внимания уделяют горно-геологическим условиям при разбуривании месторождений. На сегодняшний день, ни один раствор не может быть одинаково эффективен к различным типам глин, находящимся на месторождении. Значительное число специалистов разрабатывают растворы для конкретных нефтегазодобывающих районов страны. Но, по большей части, данные работы являются модификацией ранее найденных решений или же в них повторно используются технико-технологические решения международных сервисных компаний, разрабатываемых буровые промывочные жидкости. Существующее множество разработок буровых растворов, используемых для анализа состояния глины, не позволяют в полной мере решать задачи проводки скважин в глинистых горных породах, полностью исключая технологических ошибок в процессе бурения. Современные буровые растворы, предлагаемые для бурения в неустойчивых глинистых горных породах Проблему ингибирования гидратации глин специалисты решают путем добавления в буровой раствор ингибирующих компонентов, таких как известь, хлористый кальций, гипс, гидроокись бария, хлористый калий а так же анионактивные поверхностно-активные вещества, содержащие ионы Ca2+, Mg2- ,Na+ , K + . Идея создания таких буровых растворов заключается в получении дисперсных систем с регулируемой коагуляцией, фильтраты которых могли бы модифицировать глины, переводя натриевые их формы в кальциевые, или же снижать их гидрофильность к водной среде. Гайдаров М. М. в своей работе исследовал буровые растворы для проводки скважин в глинистых и солевых отложениях. Строительство скважин в сложных геологических условиях с использованием существующих буровых растворов сопряжено со следующими проблемами: перерасходом материалов и времени, особенно при использовании минерализованных, высокоминерализованных и углеводородных растворов; низкой эффективностью углеводородных растворов и сложностью управления их свойствами; потерей устойчивости глинистых пород в стволе скважины из-за неудовлетворительных ингибирующих свойств растворов; низкой эффективностью утяжеленных растворов плотностью более 2300 кг/м3 из-за сложности управления их свойствами. Для получения буровых растворов с различными дисперсионными средами предлагались различные конструкции гидравлических и механических диспергаторов (активаторов), однако они не обеспечили требуемого снижения материальных и временных затрат. Особенностью бурения в мощных солевых отложениях является то, что в процессе углубления скважины не наблюдается увеличения структурно-реологических показателей промывочного агента, и пополнение объема производится добавкой свежеприготовленного раствора с аналогичным составом и свойствами. Приготовление свежего высокоминерализованного раствора требует больших затрат времени и материалов. Аналогичная ситуация складывается и при использовании углеводородных растворов. В таких случаях буровики зачастую допускают ошибку, производя пополнение объема раствора периодическими разбавлениями. Если при этом используемый буровой раствор является утяжеленным, то через определенное число разбавлений наблюдается не только выпадение барита, но и могут возникнуть серьезные осложнения из-за изменения структурно-реологических показателей и плотности. Практический опыт показывает, что повышение структурно-реологических показателей минерализованных, высокоминерализованных и углеводородных растворов в этих условиях - задача не простая, требующая высокой квалификации персонала, больших затрат времени и материалов В последние годы разработки новых буровых растворов при бурении в глинистых горных породах предлагаются зарубежными сервисными компаниями. Советские специалисты пользуются разработками двадцатого века или повторяют разработки иностранных сервисных компаний. Это обусловлено отсутствием современного технологического оборудования и ликвидацией научно-исследовательских организаций. Направлением, не утерявшим своей технической новизны в создании буровых промывочных жидкостях, обеспечивающим стабилизацию глинистых пород, являются гликольсодержащие буровые растворы. Специалисты утверждают, что буровой раствор, содержащий гликоли- экологически безопасен, по сравнению с растворами на нефтяной основе. Недостатками известных реагентов являются отсутствие у фильтрата бурового раствора гидрофобизирующих свойств, а так же низкий коэффициент восстановления первоначальной проницаемости коллектора. Следовательно, техникоэкономические показатели при бурении снижаются, что не приемлемо для большинства буровых кампаний. Рядом специалистов российских компаний предлагается использовать утяжеленные буровые растворы, не содержащие твердую фазу, при бурении в глинистых горных породах. Они утяжеляются при помощи солей низкомолекулярных органических кислот в виде формиата или ацетата. Чаще всего в практике бурения не применяют специальные буровые растворы, используется модификация базовых растворов специальными добавками, способствующими некоторой стабилизации глинистых пород. Применение буровых растворов на водной основе не в полной мере позволяют обеспечить устойчивость глинистых горных пород в процессе бурения. Этим осложняется выбор решений, обеспечивающий строительство скважин на высоком технико-экономическом уровне. При этом предлагается использовать буровые промывочные жидкости на углеводородной основе, либо на основе эмульсий. Использование углеводородных жидкостей как буровой раствор требует решения серьезных экологических задач, связанных с их утилизацией. Решением таких задач предлагается в качестве дисперсионной среды буровых растворов использовать экологически безопасные, нетоксичные соединения. Растворы на подобной основе называются синтетические буровые растворы на углеводородной основе. Термин «синтетические» означает, что среда этого раствора создана искусственным синтетическим путем. Минус использования таких растворов это их высокая стоимость. Буровые растворы, предлагаемые различными специалистами и компаниями, не описывают, для бурения в каких типах глин они предназначены. Как правило, упоминается лишь то, что крайним случаем для бурения в глинах считаются буровые растворы на углеводородной основе, на основе эмульсий и синтетические растворы. Точных рекомендаций по применяемым буровым жидкостям в тех или иных горно-геологических условиях не существует. Современные исследования в области разработок составов и технологии применения ингибирующих типов буровых растворов направлены на предельное ограничение процессов гидратации и диспергирования глинистых пород. Данная задача может быть решена модификацией дисперсионной среды бурового раствора, модификацией поверхности глинистых минералов, 48 модификацией обменного комплекса глинистых пород, капсулированием пород полимерами. Список литературы Ваганов Ю. В., Кустышев А. В., Семенов В. В. Направления совершенствования ремонтных работ в нефтяных и газовых скважинах Западной Сибири // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и море.– 2010. Афанасьев А. В., Кустышев И. А., Рахимов Н. В. Ремонт скважин на месторождениях и подземных хранилищах газа / Под ред. А. В. Кустышева . – Тюмень: Изд-во «Вектор Бук» Эксплуатация скважин с боковыми стволами на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» / А. С. Нуряев, Ю. Е. Батурин, В. М. Исаченко, В. П. Сонич, А. Н. Юрьев // Нефтяное хозяйство. – 2002 г Устройство для ремонта эксплуатационных скважин / А. В. Кустышев, Т. И. Чижова, А. А. Ахметов Кудинов В. И. Основы нефтегазового дела. – Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований; Удмурский госуниверситет, 2005 Осложнения и аварии при эксплуатации и ремонте скважин: учебное пособие / Г. П. Зозуля, А. В. Кустышев, В. П. Овчинников и др. ; под ред. Г. П. Зозули. — Тюмень : ТюмГНГУ, 2012 Овчинников В.П., Аксенова Н.А. Буровые промывочные жидкости: Учебное пособие для вузов. - Тюмень: Изд-во Экспресс, 2008. - 309с. Рязанов Я. А.. Энциклопедия по буровым растворам. - Оренбург: издательство "Летопись", 2005г. - 664 с. Середа Н.Г., Соловьев Е.М. Бурение нефтяных и газовых скважин: учебник для вузов. - 3-е изд. - М.: ИД Альянс, 2011. - 456с. Чубик П.С. Квалиметрия буровых промывочных жидкостей. - Томск: Изд-во НТЛ, 1999. - 300с. |