Підвищення якості розкриття соленосних відкладів в умовах високих температур

Бейзик Ольга Семенівна

канд. техн. наук, доцент, доцент кафедри буріння свердловин Івано-Франківський національний технічний університет нафти і газу, Україна

Різничук Андрій Іванович

канд. техн. наук, доцент, доцент кафедри буріння свердловин Український науково-дослідний інститут природних газів (УкрНДІгаз), філія АТ "Укргазвидобування", Україна

Гордійчук Микола Васильович

канд. техн. наук, доцент, завідувач відділом

Український науково-дослідний інститут природних газів (УкрНДІгаз), філія АТ "Укргазвидобування", Україна

Соленосні горизонти трапляються у розрізах свердловин на нафту і газ як у вигляді тонких пропластків так і у вигляді потужних товщ над або під продуктивними горизонтами. Створюють у розрізі свердловини надсолеві та підсолеві комплекси, буріння в яких супроводжується низкою ускладнень, пов'язаних із пластичними течіями та звуженням ствола свердловини, каверно утвореннями. Зниження температури затрубного простору під час циркуляції соленасичених бурових розчинів з вибою до устя спричиняє виникнення вторинної кристалізації солей, яке проявляється у вигляді випадання в осад солей на внутрішній стінці обсадних колон, очищувальному обладнанні та циркуляційній системі. Це призводить до підвищення інтенсивності корозії обладнання, зниження концентрації солі у розчині та набуханню хемогенних порід у вибійних умовах. Для запобігання утворення жолобів та каверн у соленосних товщах в нашій країні та за кордоном застосовують розчини, насичені солями або частіше розчини з поліінгібуючою дією та оброблені кількома солями з різним ступенем розчинності та точкою кристалізації, що дає змогу додатково регулювати густину промивального рідини без використання обважнювача. Такий технологічний підхід сприяє зниженню вмісту твердої фази в розчині і, зокрема, збереження реологічних властивостей, зниження ймовірності різкого зростання структурно-механічних властивостей від переходу обважнювача у активну фазу бурового розчину.

Найоптимальнішим варіантом у складних гірничо-геологічних умовах є використання полімерсолевих систем, що насичені двома і більше солями, а полімер забезпечує тривалу стійкість основних проектних параметрів розчину впродовж тривалого часу. У статті пропонується застосування рідин на біополімерній основі, які не містять глинистої складової, як вагомого чинника, що спричиняє розчинність хемогенних відкладів та змочування порід у вибійних умовах.

Ключові слова: вибій свердловини, соленосні відклади, рекристалізація, термобаричні умови, рідини на безглинистиій основі.

Вступ

Особливістю Дніпрово-Донецької западини (ДДз) є те, що кожен хемогенний її комплекс має свої унікальні форми тектоніки, пов'язані між собою генетично.

Родовища нафти і газу, що розташовані в її межах, відрізняються складними гірничо-геологічними умовами, що включають глибини залягання, високі термобаричні градієнти, різнонапірність пластових тисків по розрізу, багатокомпонентність пластових флюїдів тощо. [1].

За даними вітчизняних дослідників [2] розрізи родовищ ДДз характеризується потужними товщами кам'яної солі пермських та девонських відкладах. Певну роль грає соляно-купольна тектоніка [3]. У розрізі осадової товщі виділяють підсольові та надсольові комплекси, розділені соленосним комплексом [1, 2]. Практично у всіх осадових породах ДДз трапляються теригенні відкладення.

Теригенні відкладення великої товщини приурочені до надсолевого комплексу, тому більшість ускладнень трапляються в них. Основна проблема буріння пов'язана із забезпеченням стійкості глинистих порід (запобігання осипам та обвалам стінок свердловини). Так інгібування глинистих порід, запобігання осипам і обвалам стінок свердловини і розмиванню солей досягається використанням глинистого, стабілізованого, мінералізованого розчинів.

Мета роботи. Основним завданням пропонованої статті є вибір ефективного типу інгібітора набухання хемогенних і теригенних відкладів та обгрунтування рецептури соленасичених промивальних рідин.

Виклад основних досліджень

соленосні хемогенні відклади

Особливості катагенезу глинистих порід при великих товщинах та глибинах залягання характеризуються наступними стадіями [3]:

I стадія - перетворення пластичних та щільних глин на аргілітоподібні: глибини до 1 км; пористість глин зменшується від 50 до 17%; суттєвих змін у мінеральних асоціаціях глин не спостерігається; скорочення вмісту води.

II стадія - перетворення аргілітоподібних глин на аргіліти: глибини 1 -2 км; пористість глин зменшується ще на 8%; з розрізу зникають мінерали монтморіллонітового ряду, що передбачає перехід у вільний стан пов'язаних у мінеральних з'єднаннях вод.

III стадія - (глибини 2-3 км) відносяться до стадії водної рівноваги за В. І. Вернадським, коли обсяг вод у порах та тріщинах відповідає обсягу вод, у зв'язаних мінеральних сполуках. За таких умов вода з аргілітів не видаляється і не вбирається, а переходить із одних мінеральних сполук до інших [3].

Пористість аргілітів зменшується лише на 3%. У складі їх переважають гідрослюдисто - каолінітові мінерали.

IV стадія (глибини 3-4 км), середня пористість аргілітів 8 % і стає майже незмінною; з температурою активізуються процеси перекристалізації та заміщення глинистих мінералів хлоратами, гідрослюдами, опалом, кварцом тощо. Порушена рівновага у системі вода-порода встановлюється шляхом підтягування вод із пластів - колекторів з різноманітних тріщин [2].

V стадія - (глибини 4-5 км), близько 50 % глинистої речовини піддане перекристалізації; з'являються мінерали метаморфічного походження (серицит, хлорит, епідот та інші). Аргіліти на таких глибинах, втрачають водостійкі властивості і не перешкоджають вертикальній міграції флюїдів [3].

VI стадія - (глибини понад 5 км) - процеси глибинного метаморфізму. При виборі інгібітора глинистих і хемогенних порід у складі бурового розчину регламентованими основними гірничо-геологічними факторами повинні бути [3, 4]: досягнення стійкості стовбура свердловини на розрахунковий час буріння та кріплення свердловини у сумісному інтервалі буріння; розподіл температур по глибині свердловини; літологічний склад глинистих та хемогенних порід; наявність тонких пропластків гіпсів у глинистих породах на глибинах в температурному діапазоні до + 42 ° С; наявність у хемогенних відкладеннях пластів полігалітів; допустиме підвищення іонної сили середовища зниження витрат реагентів і питомого опору бурового розчину задля забезпечення інформативності проектного комплексу ГДС.

Вибір ефективних хімічних реагентів, раціональних типів та рецептур бурових розчинів відповідно до геолого-технічних умов буріння, а також контроль за їх якістю в процесі спорудження свердловин є важливим актуальним завданням та основа профілактики попередження ускладнень та аварій [4].

У практиці спорудження свердловин у соленосних відкладах поширеними рецептурами промивальних рідин з низьким показником фільтрації є багатокомпонентні системи, до складу яких входять глинопорошок, вода, сіль, дизельне пальне, обважнювачі, крохмальні модифіковані реагенти тощо.

Однією із перспективних та термо- і солестійких рецептур бурових розчинів є азбестослегелеві та полімерні розчини, що містять полісолевий компонент.

Азбестосолегелевий розчин в основному використовують для розкриття тріщинуватих та високопористих, продуктивних пластів, які при незначних репресіях можуть поглинати промивальну рідину.

Полімерні системи з низьким вмістом колоїдної складової або на основі біополімерів, крім реагентів понижувачів фільтрації та умовної в'язкості, мають у своїй рецептурі натрієві та калієві солі, зазвичай хлориди цих солей. які призначені для підвищення стійкості стінок свердловини хемогенних порід та глинистих інтервалів, що складають розріз свердловини [3].

У ході удосконалення рецептури було проведено лабораторні та аналітичні дослідження впливу мінералізації та високої температури на параметри для глинистих та полімерних бурових розчинів. Результати цих експериментів наведено у таблицях 1 -2.