Буровые растворы для бурения нефтяных и газовых скважин


Буровой раствор: виды, назначение и основные свойства - Аппарат Вихревого Слоя GlobeCore

Буровой раствор предназначен для:

  • очистки забоя от выбуренной породы
  • удержания кусочков шлама на весу при остановке циркуляции раствора
  • создания противодавления на пласт
  • подачи гидравлической мощности к забойным двигателям
  • охлаждения долота и облегчения разрушения призабойной зоны пласта
  • оказания физико-химического воздействия на стенки скважины с целью предупреждения их разрушения
  • образования глинистой корки на стенках скважины
  • обеспечения проницаемости продуктивных пластов при их вскрытии.

Требования к буровым растворам

К промывочным жидкостям предъявляют следующие требования:

  • не загрязнять пласты;
  • легко очищаться от шлама и дегазироваться;
  • легко регулировать свои свойства;
  • быть достаточно термо- и солестойким;
  • не мешать проведению геофизических исследований;
  • быть экологичным и дешевым.

Классификация и виды буровых растворов (буровых промывочных жидкостей)

ПЖ на водной основе:

  • безглинистые (вода, безглинистые водные растворы, суспензии, безглинистые полимерные растворы);
  • глинистые растворы (на пресной воде, на минерализованной воде, глинистые растворы, ингибирующие глинистые растворы, известковые, гипсовые и хлоркальциевые);
  • ПЖ на неводной основе – растворы на углеводородной основе, дегазированная нефть и нефтепродукты;

Аэрированные растворы:

  • аэрированные жидкости (до 15 % воздуха);
  • пены (до 60 % воздуха);

Газообразные рабочие агенты – воздух, природный газ и выхлопные газы двигателя внутреннего сгорания, продукты горения.

Вода в качестве промывочной жидкости

Может быть применена в районах, где геологический разрез сложен твердыми породами, не обваливающимися в скважину без глинизации ее стенки. В этих условиях промывка скважины водой становится наиболее выгодной из-за ее большой подвижности, малой вязкоcти и относительно небольшой плотности. В результате уменьшаются гидравлические сопротивления в бурильной колонне, турбобуре, долоте и затрубном пространстве, облегчаются условия работы буровых насосов, повышается их подача и увеличивается мощность турбобура.

Однако как промывочная жидкость вода имеет два существенных недостатка. Во-первых, возникает опасность прихвата бурильной колонны, так как вода не способна удерживать во взвешенном состоянии частицы выбуренной породы при прекращении циркуляции. Во вторых, могут быть обвалы пород со стенки скважины, так как вода не обеспечивает должного гидростатического давления. Кроме того, обвалы объясняются физико-химическими воздействиями воды на породу, слагающую стенку скважины.

Глинистые растворы

Приготовляют из глины и воды. Однако не всякая глина пригодна для этого.

Глина – смесь глинистых минералов, придающих ей свойства пластичности, и твердых минералов (песка, карбонатов), осложняющих процесс качественного приготовления глинистого раствора. Наиболее распространенные глинистые минералы, входящие в состав глин: каолинит Al2O3·2SiO2·2h3O, галлуизит Al2O3·2SiO2·3h3O, монтмориллонит Al2O3·4SiO2·2h3O. При большом содержании твердых минералов (примесей) глины превращаются в мергели, глинистые пески и другие осадочные горные породы, обладающие незначительной пластичностью.

Глинистые частицы имеют вид плоских чешуйчатых пластинок. Следовательно, площадь контакта их соприкосновения больше, чем при сближении зерен песка, имеющих круглую форму.

При смачивании глины водой молекулы воды проникают между пластинками глины и раздвигают их. Вследствие этого объем глины увеличивается за счет ее набухания, глинистые частицы удаляются друг от друга, силы притяжения между ними ослабевают и глинистый комочек распадается на мельчайшие частицы, покрытые водной оболочкой. Так происходит раздробление (диспергирование) глины в воде и образование глинистого раствора.

Таким образом, для получения глинистого раствора хорошего качества необходимо применять высокосортную глину и совершенные методы приготовления глинистого раствора.

Качество глинистого раствора характеризуется целым рядом параметров: плотностью, вязкостью, водоотдачей, статическим спряжением сдвига и др.

Плотность глинистого раствора – физическая величина, измеряемая отношением массы раствора к его объему. Чем больше плотность раствора, тем большее давление оказывает он на забой и стенку скважины.

При бурении скважины необходимо, чтобы давление столба жидкости в скважине несколько превышало давление в проходимых нефтеносных, газоносных или водоносных пластах. Поэтому плотность применяемого глинистого раствора должна соответствовать этому требованию.

При разбуривании горизонтов, предрасположенных к обваливанию пород, следует увеличивать плотность. В случае прохождения трещиноватых, кавернозных пластов следует, наоборот, уменьшить плотность раствора, чтобы предотвратить его уход в эти горизонты. В неосложненных условиях бурения плотность глинистого раствора поддерживают в пределах 1180 – 1220 кг/м3.

Вязкость

Вязкость (внутреннее трение) – свойство жидкостей и газов оказывать сопротивление перемещению одной их части относительно другой. Внутреннее трение, возникающее при движении глинистого раствора, слагается из трения между молекулами физически связанной воды, между глинистыми частицами, также между молекулами физически связанной воды и глинистыми частицами. Из этих трех видов трения наименьшее трение между молекулами воды.

Поэтому повышение содержания физически связанной воды приводит к уменьшению, а повышение концентрации глинистой фазы – к увеличению вязкости глинистого раствора. Кроме того, вязкость глинистого раствора зависит от степени дисперсности глины в воде. В значительной мере влияет на вязкость также химическая обработка глинистого раствора и действие растворимых в воде пород и минеральных солей, находящихся в пластовых водах.

Реагенты – понизители вязкости

Из этих реагентов наиболее часто применяются окзил, нитролигиин и сунил.

Реагенты специального назначения – каустическая сода, кальцинированная сода, жидкое стекло, поваренная соль, известь, хроматы и бихроматы.

Каустическая сода NaOH используется в основном для приготовления УЩР, ССБ, нитролигнина и др.

Кальцинированная сода Na2CO2 применяется для улучшения диспергирования глин при приготовлении глинистого раствора, снижая при этом водоотдачу, вязкость и статическое напряжение сдвига раствора.

Жидкое стекло Na2SiO2 позволяет изменять вязкость и статическое напряжение сдвига в довольно широких пределах. Если требуется незначительно увеличить статическое напряжение сдвига, то жидкое стекло нужно добавить не более 0,75% к объему глинистого раствора. При добавлении к глинистому раствору 2,5 – 3% жидкого стекла можно получить высоковязкий раствор с большим статическим напряжением сдвига, пригодный для борьбы с поглощениями.

Нефть (дизельное топливо) добавляют в приемные емкости буровых насосов, содержащие глинистый раствор. Хорошее перемешивание смеси достигается после двух-трех циклов покачивания ее по циркуляционной системе.

Водоотдача

Водоотдача – способность раствора при определенных условиях отдавать воду пористым породам. При бурении скважины глинистый раствор под влиянием перепада давления проникает в поры пластов и со временем закупоривает (глинизирует) их. Образовавшаяся на стенке скважины глинистая корка препятствует проникновению в пласты даже очень малых частиц глины, но не задерживает воду, отделяющуюся от глинистого раствора.

Если применяется глинистый раствор низкого качества, то на стенке скважины образуется толстая, рыхлая и неплотная глинистая корка, через которую отфильтровывается вода в пласт. Образование толстой глинистой корки сужает ствол скважины, что может вызвать прилипание (прихват) бурильной колонны. Кроме того, проникновение отфильтрованной воды в породы может привести к их набуханию и обвалам. В связи с этим всегда стремятся максимально снизить водоотдачу глинистого раствора.

Статическое напряжение сдвига

Характеризует прочность структуры неподвижного раствора. Эта прочность возрастает с течением времени, прошедшего с момента перемешивания глинистого раствора. Было установлено, что этот параметр целесообразно измерять через 1 мин и 10 мин после окончания перемешивания. Разница в результатах измерений показывает, насколько упрочнилась структура глинистого раствора за 10 мин.

При бурении скважины глинистый раствор подвержен воздействию частиц выбуренной породы, пресных и минерализованных пластовых вод, температуры и давления, что, как правило, приводит к изменению параметров раствора в худшую сторону, И дальнейшее бурение без принятых мер становится невозможным.

Во избежание этого в глинистый раствор добавляют химические реагенты, условно подразделяющиеся на три группы: реагенты – понизители водоотдачи, реагенты – понизители вязкости и реагенты специального назначения. Кратко рассмотрим наиболее распространенные реагенты каждой группы.

Реагенты – понизители водоотдачи

Из этих реагентов наиболее широко применяют углещелочной реагент (УЩР), сульфит-спиртовую барду (ССБ) и карбоксиметилцеллюлозу (КМЦ).

Углещелочной реагент получают из бурого угля и каустической соды (NaOH), в результате реакции которых образуются натриевые соли гуминовых кислот – гуматы натрия, являющиеся вместе с избытками каустической соды основными активными веществами реагента.

Вследствие избытка каустической соды расщепляются (пептизируются) глинистые частицы. Всегда имеющаяся в глинистом растворе физически связанная вода расходуется на обволакивание вновь образовавшихся частиц и утолщение существующих гидратных оболочек, это приводит к уменьшению водоотдачи.

Одновременно с этим на поверхностях глинистых частиц адсорбируются гуматы натрия, что приводит к интенсивному утолщению гидратных оболочек. В результате способность к слипанию глинистых частиц резко падает, статистическое напряжение сдвига уменьшается. Поэтому глинистые растворы, чрезмерно обработанные углещелочными реагентами, в связи с высокой дисперсностью глинистых частиц становятся вязкими, но бесструктурными.

Сульфит-спиртовая барда – отход целлюлозной промышленности. Содержащиеся в ней лигносульфоновые кислоты и их соли хорошо снижают водоотдачу глинистых растворов, подвергшихся воздействию минерализованных пластовых вод. Активность ССБ как понизителя водоотдачи пропорциональна количеству ее в растворе. Расход реагента обычно велик и достигает 50% от объема обрабатываемого раствора. Действие ССБ на глинистые растворы, не содержащие минерализованных вод, менее эффективно. Однако некоторого снижения водоотдачи при одновременном уменьшении вязкости можно достигнуть и при обработке пресных растворов.

В последнее время широко применяют конденсированную сульфит-спиртовую барду (КССБ) нескольких марок. Этот реагент – продукт конденсации ССБ, формалина, фенола, хромата, серной кислоты с последующей нейтрализацией NaOH. Применяется он для снижения водоотдачи пресных (снижается и вязкость) и минерализованных растворов. В зависимости от марки КССБ реагент применяют для обработки растворов, имеющих температуру 130 – 180° С.

Карбоксиметилцеллюлоза предназначена для обработки сильно минерализованных глинистых растворов, однако с успехом применяется и для снижения водоотдачи глинистых растворов, не содержащих солей. Этот реагент представляет собой натриевую соль целлюлозно-гликолевой кислоты и получается при переработке древесины.

Хорошо снижает водоотдачу и повышает вязкость пресных растворов, но снижает водоотдачу и резко уменьшает вязкость минерализованных растворов. Чем больше степень минерализации раствора, тем больше следует добавлять реагента. КМЦ – универсальный реагент, который активно улучшает почти все параметры глинистого раствора. Раствор, обработанный КМЦ, сохраняет свои свойства в условиях продолжительного влияния температуры до160 – 180° С.

Преимущества и недостатки буровых растворов

Бурение с промывкой эмульсионным глинистым раствором позволяет уменьшить толщину и липкость глинистой корки, образующейся на стенке скважины, следовательно, снизить опасность прилипания (прихвата) бурильной колонны к стенке скважины и поэтому улучшить условия ее эксплуатации. Благоприятные условия создаются и для работы долота на забое скважины, что способствует сокращению числа долот на скважину и увеличению скорости бурения.

Однако растворам этим присущи и недостатки: повышенная стоимость, разрушение нефтью резиновых деталей турбобуров и насосов, отрицательное воздействие на отбираемый керн, пожароопасность, загрязнение буровой.

При разбуривании аргиллитов, сланцевых глин, соленосных пород с промывкой скважины жидкостью на водной основе под воздействием отфильтрованной из раствора воды, как правило, происходят осыпи, обвалы пород и растворение соленосных пород. В этих условиях желательно использовать промывочные жидкости, не имеющие в основе воду. Такие жидкости следует применять и при бурении в продуктивных пластах, так как не следует допускать загрязнение коллекторов отфильтрованной водой.

Промывочные жидкости на неводной основе – сложная многокомпонентная система, в которой дисперсионной средой являются жидкие нефтепродукты, чаще всего дизельное топливо. Поэтому их называют растворами на углеводородной основе.

Наиболее распространены известково-битумные растворы (ИБР), в состав которых входят дизельное топливо, битум окись кальция, поверхностно-активное вещество и небольшие количество воды. Для повышения плотности ИБР, если это необходимо, в раствор добавляют барит, имеющий большую плотность.

avs.globecore.ru

Технология промывки и буровые растворы

При вращательном бурении нефтяных и газовых скважин в качестве промывочных жидкостей используются:

агенты на водной основе (техническая вода, естественные буровые растворы, глинистые и неглинистые растворы);

агенты на углеводородной основе;

агенты на основе эмульсий;

газообразные и аэрированные агенты.

Техническая вода - наиболее доступная и дешевая промывочная жидкость. Имея малую вязкость, она легко прокачивается, хорошо удаляет шлам с забоя скважины и лучше, чем другие жидкости, охлаждает долото. Однако она плохо удерживает частицы выбуренной породы (особенно при прекращении циркуляции), не образует упрочняющей корки на стенке скважины, хорошо поглощается низконапорными пластами, вызывает набухание глинистых пород, ухудшает проницаемость коллекторов нефти и газа.

Естественным буровым раствором называют водную суспензию, образующуюся в скважине в результате диспергирования шлама горных пород, разбуриваемых на воде.

Основное достоинство применения естественных буровых растворов состоит в значительном сокращении потребности в привозных материалах на их приготовление и обработку, что ведет к удешевлению растворов. Однако их качество и свойства зависят от минералогического состава и природы разбуриваемых глин, способа и режима бурения, типа породоразрушающего инструмента. Нередко в них велико содержание абразивных частиц. Поэтому естественные буровые растворы применяют в тех случаях, когда по геолого-стратиграфическим условиям не требуется промывочная жидкость высокого качества.

Глинистые буровые растворы получили наибольшее распространение при бурении скважин. Для бурового дела наибольший интерес представляют три группы глинистых минералов: бентонитовые (монтмориллонит, бейделлит, нонтроиит, сапонит и др.), каолиновые (каолинит, галлуазит, накрит и др.) и гидрослюдистые (иллит, бравиазит и др.). Наилучшими качествами с точки зрения приготовления бурового раствора обладают монтмориллонит и другие бентонитовые минералы. Так, из 1 тонны бентонитовой глины можно получить около 15 м3 высококачественного глинистого раствора, тогда как из глины среднего качества - 4...8 м3, а из низкосортных глин - менее 3 м3.

Глинистые растворы глинизируют стенки скважины, образуя тонкую плотную корку, которая препятствует проникновению фильтрата в пласты. Их плотность и вязкость таковы, что растворы удерживают шлам разбуренной породы даже в покое, предотвращая его оседание на забой при перерывах в промывке. Утяжеленные глинистые растворы, создавая большое противодавление на пласты, предупреждают проникновение пластовых вод, нефти и газа в скважину и открытое фонтанирование при бурении. Однако по этим же причинам затруднено отделение частиц породы в циркуляционной системе бурового раствора.

Применяются также другие буровые растворы на водной основе: малоглинистые (для бурения верхней толщи выветрелых и трещиноватых горных пород), соленасыщенные (при бурении в мощных толщах соленосных пород), ингибированные (обработанные химреагентами для предупреждения набухания разбуриваемых пород и чрезмерного обогащения раствора твердой фазой) и т.д.

К неглинистым относятся буровые растворы, приготовленные без использования глины. Безглинистый буровой раствор с конденсированной твердой фазой готовится на водной основе. Дисперсная фаза в нем получается химическим путем, в результате взаимодействия находящихся в растворе ионов магния с щелочью NaОН или Са(ОН)2. Химическая реакция приводит к образованию в растворе микроскопических частиц гидрооксида магния М§(ОН)2. Раствор приобретает гелеобразную консистенцию и после химической обработки превращается в седиментационно устойчивую систему. Такой раствор сохраняет свои структурно-механические свойства при любой минерализации. Поэтому его применяют в случаях, когда требуется обеспечить высокую устойчивость стенок скважины, но обеспечить контроль и регулирование минерализации раствора сложно.

Другим типом неглинистых буровых растворов являются биополимерные растворы. Биополимеры получают при воздействии некоторых штаммов бактерий на полисахариды. Свойства биополимерных растворов регулируются так же легко, как свойства лучших буровых растворов из бентонитовых глин. Вместе с тем, некоторые из них оказывают флокулирующее воздействие на шлам выбуренных пород, предупреждая таким образом образование суспензии. Кроме того, растворы биополимеров термоустойчивы. Сдерживает их применение относительно высокая стоимость.

Буровые растворы на углеводородной основе представляют собой многокомпонентную систему, в которой дисперсионной (несущей) средой является нефть или жидкие нефтепродукты (обычно дизельное топливо), а дисперсной (взвешенной) фазой - окисленный битум, асфальт или специально обработанная глина (гидрофобизированный бентонит).

Буровые растворы на углеводородной основе не оказывают отрицательного влияния на свойства коллекторов нефти и газа, обладают смазывающей способностью: при их использовании уменьшается расход мощности на холостое вращение бурильной колонны в стволе скважины и снижается износ бурильных труб и долот. Однако стоимость приготовления таких буровых растворов довольно высока, они пожароопасны, трудно удаляются с инструмента и оборудования.

Применяют буровые растворы на углеводородной основе для повышения эффективности бурения в породах-коллекторах и сохранения их нефтегазоотдачи на исходном уровне, а также для проводки скважин в сложных условиях при разбуривании мощных пачек набухающих глин и растворимых солей.

У эмульсионных буровых растворов дисперсионной средой является эмульсия типа «вода в нефти», а дисперсной фазой - глина. Буровой раствор, приготовленный на основе эмульсии типа «вода в нефти», называется обращенным эмульсионным или инверт-ной эмульсией. Жидкая фаза такого раствора на 60...70 % состоит из нефти или нефтепродуктов, остальное - вода. Однако содержание воды в инвертной эмульсии может быть доведено до 80 % и выше, если в нее ввести специальные эмульгаторы.

Эмульсионные буровые растворы используются при бурении в глинистых отложениях и солевых толщах. Они обладают хорошими смазочными свойствами и способствуют предупреждению прихвата инструмента в скважине.

Сущность бурения с продувкой газом заключается в том, что для очистки забоя, выноса выбуренной породы на дневную поверхность, а также для охлаждения долота используют сжатый воздух, естественный газ или выхлопные газы двигателей внутреннего сгорания. Применение газообразных агентов позволяет получить большой экономический эффект: увеличивается механическая скорость (в 10...12 раз) и проходка на долото (в 10 раз и более). Благодаря высоким скоростям восходящего потока в затрубном пространстве, ускоряется вынос выбуренных частиц породы. Использование газообразных агентов облегчает проведение гидрогеологических наблюдений в скважинах. Кроме того, увеличивается коэффициент нефтегазоотдачи пласта.

Аэрированные буровые растворы представляют собой смеси пузырьков воздуха с промывочными жидкостями (водой, нефтеэмульсиями и др.) в соотношении до 30:1. Для повышения стабильности аэрированных растворов в их состав вводят реагенты - поверхностно-активные вещества и пенообразователи.

Аэрированные буровые растворы обладают теми же свойствами, что и жидкости, из которых они приготовлены (для глинистых растворов - образуют глинистую корку, обладают вязкостью и напряжением сдвига, сохраняют естественную проницаемость призабойной зоны пласта при его вскрытии). Вместе с тем, большим преимуществом аэрированных жидкостей является возможность их применения в осложненных условиях бурения, при катастрофических поглощениях промывочных жидкостей, вскрытии продуктивных пластов с низким давлением.

studwood.ru

Буровые растворы

Предыдущая3456789101112131415161718Следующая

1.7.1 Общие положения

Параметры, тип бурового раствора и химические реагенты для его обработки выбраны с учетом следующих требований:

- наличие токсикологического паспорта на буровой раствор;

- снижение до минимума отрицательного воздействия бурового раствора на продуктивность объектов;

- снижение до минимума техногенной нагрузки на окружающую природную среду;

- предупреждение осложнений в процессе бурения и крепления;

- доступность и технологическая эффективность химреагентов;

- экономически приемлемая стоимость бурового раствора.

Бурение под направление начинается на свежеприготовленном глинистом растворе или растворе оставшемся от бурения предыдущей скважины.

При бурении под кондуктор проходят сквозь слой рыхлых песчаников и неустойчивых глинистых отложений. В связи с этим требуется решать следующие основные проблемы: укрепление стенок скважины, увеличение выносной способности бурового раствора при относительно невысокой скорости восходящего потока. Данные задачи решаются с использованием глинистых буровых растворов с высоким содержанием активной глинистой фазы, высокоэффективных полимеров – структурообразователей, и применением химических реагентов флокулирующей направленности, поддержанием низкой температуры. Для бурения под кондуктор проектом предусматривается буровой раствор, приготовленный из бентонитового глинопорошка, обработанный химическими реагентами. Предусматривается использовать раствор, оставшийся от бурения направления.

При бурении под эксплуатационную колонну основные осложнения, которые встречаются, следующие: это поглощения бурового раствора и водопроявления при прохождении отложений сеномана, предупреждение прихвата бурильного инструмента при прохождении через проницаемые пласты скважины, осыпи обвалы в интервалах Березовской – Алымской свит. И основна задача, которую следует решать – это сохранение коллекторских свойств продуктивных пластов.

Основываясь на большом опыте бурения скважин в Западной Сибири, рекомендуются следующие технологические приемы и мероприятия для снижения осложнений при проводке ствола под направление и кондуктор:

- температура раствора должна поддерживаться на минимальном уровне;

- для бурения в верхних неустойчивых отложениях следует использовать буровой раствор с максимально технологически допустимой вязкостью. Это позволяет улучшить очистку скважины от песка и гравия и предотвратить возможное оседание песка в емкостях;

- интервал четвертичных отложений, а также верхнего палеогена следует пробурить с максимально возможной скоростью для сокращения времени контакта раствора с породой и снижения размыва стенок скважины;

- оборудование очистки раствора должно работать постоянно (включая гидроциклоны). Сетки на виброситах следует использовать с более мелким размером ячеек для увеличения эффективности первой ступени очистки. Использование центрифуги рекомендуется в периодическом режиме, ввиду высокого содержания песка в растворе во время бурения под направление и кондуктор.

Для бурения под направление и кондуктор рекомендуется использовать стандартный глинистый буровой раствор с повышенной вязкостью. Компонентами раствора являются высококачественный бентонитовый глинопорошок (натриевый монтмориллонит) и полимер с высокой молекулярной массой (унифлок). С глубины 300 м возможно добавление в раствор высоковязкой полианионной целлюлозы КМЦ. Бентонитовый глинопорошок служит для увеличения вязкости раствора, придания ему тиксотропных свойств, формирования фильтрационной корки. Унифлок увеличивает выход бурового раствора из бентонита и эффективно загущает его. КМЦ идеально подходит для снижения водоотдачи и увеличения вязкости глинистых растворов (обладает загущающим действием). При бурении вязкость раствора следует поддерживать на максимальном уровне для эффективного выноса крупного песка и гравия.

Бурение из-под кондуктора начинается с промывкой забоя глинистым раствором, обработанным химическими реагентами (структурообразователи, разжижители и т.п.). Во избежание изменений параметров бурового раствора вследствие наработки, во время разбуривания глинистых отложений, обработка раствора химреагентами должна проводиться периодически.

Основные требования к буровому раствору для первичного вскрытия продуктивных пластов, следующие:

- репрессия на пласт от гидростатического давления столба бурового раствора должна быть минимальной и, в то же время, она должна отвечать требованиям п.2.7.3.3 ПБ 08-624-03;

- импульсы гидродинамического давления при спускоподъемных операциях и возобновлении циркуляции раствора должны быть также минимальные. Это достигается, при прочих равных условиях, при низкой пластической вязкости раствора, низких значениях СНС и невысоких значениях динамического напряжения сдвига (ДНС). Запрещается допускать высокие значения СНС10 (свыше 35дПа) и предельного динамического напряжения сдвига (свыше 80дПа) с целью предупреждения возникновения высоких импульсов давления и больших гидравлических потерь. Низкая пластическая вязкость обеспечивается малым содержанием наработанной твердой фазы в растворе, т.е. выбуренная порода не должна переходить в раствор, иными словами, должно быть обеспечено ингибирование системы и должна быть организована хорошая очистка раствора от выбуренной породы. Параметры СНС и ДНС регулируются типом и концентрацией реагента структурообразователя и реагента понизителя вязкости наряду с регулированием параметров твёрдой фазы;

- раствор должен иметь низкую фильтратоотдачу и формировать тонкую корку на стенках скважины;

- фильтрат раствора должен иметь низкое поверхностное натяжение на границе с пластовой нефтью и обладать обратимой гидрофобизирующей способностью по отношению к поверхности поровых каналов нефтяного пласта;

- время, в течение которого буровой раствор находится в контакте с поверхностью нефтяного пласта, должно быть как можно меньше.

При разбуривании цементных стаканов в направлении и кондукторе, буровой раствор обработать кальцинированной содой или бикарбонатом натрия (NaHCO3), которые нейтрализуют воздействие цемента на буровой раствор.

На месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» при бурении из-под кондуктора в глинистых отложениях Ганькинской, Березовской, Кузнецовской и Покурской свит происходит значительное повышение вязкости и плотности бурового раствора за счет диспергирования и перехода глинистых пород из разбуриваемых интервалов в буровой раствор. Традиционно для снижения вязкости (наработки) бурового раствора применяется НТФ (нитрилтриметиленфосфоновая кислота). Кроме того буровой раствор периодически обрабатывается разбавлением водными растворами реагентов понизителей водоотдачи (КМЦ, Унифлок). Так как НТФ является кислотой, рН бурового раствора снижается, и после бурения глинистых отложений Покурской свиты для его повышения применяют каустическую соду или другие щелочные химические реагенты. При низких значениях рН отечественные и импортные понизители водоотдачи работают неэффективно. После применения НТФ параметры раствора стабилизируются и в дальнейшем трудно поддаются регулировке.

Предлагается в начале бурения из-под кондуктора обрабатывать раствор реагентом ГКЖ-10,-11 (гидрофобизирующая кремнийорганическая жидкость) в количестве 0,15-0,3%. ГКЖ является гидрофобизирующей добавкой, предотвращающей диспергирование, гидратацию и переход глин в буровой раствор. Обеспечивает сохранение хороших реологических свойств раствора при бурении в глинистых отложениях. Кроме того ГКЖ термостойка до 200 °С и придает термостойкость буровому раствору.

По результатам применения ГКЖ при бурении скважин установлено, что наработки раствора не происходит (нет повышения вязкости раствора без каких-либо дополнительных обработок, значения рН находится в пределах проектных значений). При обработке понизителями водоотдачи эффективно снижается показатель фильтрации бурового раствора, следовательно, сокращается общий расход понизителей водоотдачи, снижается толщина фильтрационной корки, по сравнению с растворами, обрабатываемыми НТФ.

При бурении под кондуктор для обработки бурового раствора применяют ГКЖ, КМЦ, унифлок, ФК- 2000.

Малоглинистый раствор «Порофлок» для первичного вскрытия нефтяного пласта представляет собой суспензию высокоактивной бентонитовой глины, с добавлением мела, обработанную кальцинированной содой, смазочными добавками. В качестве понизителя фильтрации используется КМЦ и унифлок.

1.7.2 Химические реагенты для приготовления и обработки бурового раствора

Карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ) – натриевая соль простого эфира целлюлозы и гликолевой кислоты. Чем выше степень полимеризации КМЦ, тем выше ее термостойкость и стабилизирующее действие на буровой раствор, поэтому наиболее эффективны реагенты марок КМЦ-700, КМЦ-7Н-ТС, Торос-2, Tylose. Представляет собой мелкозернистый порошкообразный материал белого или кремового цвета, содержание влаги не более 10%. Хорошо растворяется в воде. Производится в соответствии с ТУ 6-55-40-90, поставляется в бумажных мешках массой по 20 кг. Применяется для регулирования фильтрационных свойств буровых растворов.

Приготовление водного раствора КМЦ на буровой производится в глиномешалках или с помощью гидромешалки. Глиномешалка МГ-4 заполняется на 2/3 водой, загружается расчетное количество реагента, перемешивается до получения равномерной консистенции и доливается водой до полного объема. Приготовление раствора КМЦ осуществляется из расчета не более 200 кг на глиномешалку. В раствор через смесительную камеру рекомендуется добавлять медленно со скоростью от 10 до 20 минут на мешок.

НТФ (ТУ 6-09-5283-80) – нитрилтриметилфосфоновая кислота предназначена для снижения вязкости бурового раствора. Растворимость в воде хорошая, не горюч, не взрывоопасен, малотоксичен. Применяется в летнее время в виде разбавленного 1%-ного раствора, в зимнее время – в виде раствора в антифризе. Поставляется в виде порошка или в виде 30-40%-ного водного раствора в пресной воде (плотность 1190-1270 кг/м3) существующими транспортными средствами. В добыче нефти применяется в качестве ингибитора солеотложений.

Каустическая сода – гидрооксид натрия (NaOH). Гранулированное или хлопьевидное вещество белого цвета, хорошо растворяется в воде, плотность 2130 кг/м3. Применяется для поддержания нужного значения рН бурового раствора. Поставляется в стальных бочках по 25 или 50 кг или в полиэтиленовых с полипропиленовым слоем мешках по 50 кг.

Добавляется в буровой раствор медленно и осторожно в течение полного цикла циркуляции через специальную емкость для химических реагентов. В нашей стране каустическая сода выпускается в соответствии с ТУ 6-10-1306-85 и поставляется в виде бесцветной непрозрачной кристаллической массы в металлических барабанах массой 100-200 кг. ПДК для водоемов рыбохозяйственного назначения 50 мг/л.

Кальцинированная сода (углекислый натрий) Na2CO3 – порошок белого цвета, плотность 2500 кг/см3, плохо растворяется в воде. Имеет сильнощелочную реакцию (рН=12). Является одним из средств для смягчения жесткой воды. Применяется для связывания ионов Са в растворах, содержащих цемент. Часто используется предварительная обработка бурового раствора кальцинированной содой в соотношении 0,7 кг/м3 перед разбуриванием цементного стакана. Поставляется в 5-слойных бумажных мешках по 50 кг.

ГКЖ - применяется в качестве гидрофобизирующей добавки, предотвращающей диспергирование, гидратацию и переход глин в буровой раствор и обеспечивающий вследствие этого сохранение хороших реологических свойств раствора. Придает термостойкость буровому раствору.

Унифлок - порошок оранжевого, иногда кремового цвета, хорошо растворимый в воде. Поставляется в полиэтиленовых мешках весом 30кг. Водный раствор его имеет щелочную реакцию (для 0,1%-го раствора рН=11), реагент совместим с КМЦ, КССБ. Применяется в качестве загустителя буровых растворов.

ФК-2000 – экологически безопасная смазочная добавка на основе растительного подсолнечного масла по эффективности многофункционального воздействия на буровой раствор (значительное улучшение антиприхватных, смазочных и ингибирующих свойств, снижение коэффициента поверхностного натяжения на границе фильтрат бурового раствора – углеводород) соответствует лучшим зарубежным смазочным материалам. Смазочная добавка разработана специально для условий Западной Сибири при бурении горизонтальных и наклонно-направленных скважин. По внешнему виду – жидкость, склонная к пастообразованию при низких температурах, от светло-желтого до темно-коричневого цвета с запахом подсолнечного масла. Смазочная добавка упаковывается в металлические 200 л бочки.

ТБФ – трибутилфосфат. Предназначен для предупреждения образования и гашения пены в буровых растворах.

КССБ – конденсированная сульфат-спиртовая барда. Тонкодисперсный пылящий порошок темно-коричневого цвета. Предназначена для снижения фильтрации буровых растворов.

Технические условия на производство компонентов бурового раствора и виды товарной упаковки приведены в таблице 7.1.

Таблица 7.1 Технические условия на производство и виды товарной упаковки компонентов бурового раствора

Наименование ГОСТ, ОСТ, ТУ на изготовление Упаковка
Глинопорошок бентонитовый модифицированный ПБМВ ОСТ 39-202-86 ТУ 39-0147-001-105-93 МКР по 900 кг
Карбоксиметилцеллюлоза термостойкая КМЦ-ТС ТУ 3-302-33-00 Полипропиленовые мешки с полиэтиленовым вкладышем по 20 кг
Акриловый полимер Унифлок ТУ У3 6.1-43-95 ТУ 6-00-0203843- Полипропиленовые мешки с полиэтиленовым вкладышем по 25-35 кг
Сода каустическая ТУ 6-10-1306-85 Полипропиленовые или бумажные мешки с полиэтиленовым вкладышем по 25-50 кг
Сода кальцинированная ГОСТ 5100-85 Полипропиленовые или бумажные мешки с полиэтиленовым вкладышем по 50 кг
Смазочная добавка ФК-2000 ТУ 2458-001-49472578-98 Стальные бочки по 200 л
Смазочная добавка Glidex ТУ 245861-014-74922442-05 Бочки по 94 кг
Пеногаситель ТБФ ТУ 6-02-733-84 Стальные бочки по 200 л
Пеногаситель Пента-465 ТУ 2257-001-40245042-98 Канистры по 20 кг
Гидрофобизирующая кремнийорганическая жидкость ГКЖ-10,11 ТУ 6-02-696-76 Стальные бочки по 200 л
Карбонат кальция (мел МТД-2) ТУ 5743-008-05120542-96 МКР по 800-1000кг
Конденсированная сульфат-спиртовая барда КССБ – 2М ТУ 2454-325-05133190-2000 Полипропиленовые мешки с полиэтиленовым вкладышем по 30 кг

1.7.3 Требования к циркуляционной системе буровой установки

Для приготовления, хранения и использования малоглинистого полимерного раствора «Порофлок» для вскрытия продуктивного пласта, кроме обычного оборудования для приготовления буровых растворов, необходимы дополнительные емкости.

Смонтированная на буровой система дополнительных емкостей должна позволять:

- готовить необходимый объем раствора для вскрытия продуктивных пластов в период бурения транспортного ствола на глинистом растворе;

- производить возврат и хранение глинистых и полимерных растворов для повторного использования;

- производить обработку и регулирование свойств буровых растворов независимо от основных операций по промывке ствола скважины.

Для условий данного региона достаточно устанавливать четыре дополнительные емкости по 40 м3 каждая.

Возможно различное расположение дополнительных емкостей относительно друг друга, их многоэтажное расположение, выделение в отдельный блок, совмещение с другим блоком и т.д.

Назначение дополнительных емкостей и требования к ним:

- одна емкость (с гидромешалкой, эжекторной воронкой) служит для приготовления и обработки раствора;

- три емкости служат для хранения и использования раствора;

- гидромешалка оборудуется тремя перемешивателями, остальные емкости – 2-мя;

- для подачи химреагентов на гидромешалку рекомендуется устанавливать кран – балку;

- неконтролируемые перетоки между дополнительными емкостями и между емкостями в насосном блоке должны быть исключены;

- в зимнее время емкости должны обогреваться.

Вместо гидромешалки можно использовать стандартный блок БПР емкостью 15 м3 со стандартной эжекторной воронкой для приготовления раствора, установленной на основании блока. Недостающий объем раствора в таком случае можно готовить в насосно-емкостном блоке, а кран-балку не устанавливать.

1.7.4 Приготовление раствора

Приготовление раствора производится в стандартном блоке приготовления растворов БПР емкостью 15 м3 со стандартной эжекторной воронкой или же в одной из дополнительных емкостей объемом 40 м3 , оборудованной механическим перемешивателем и эжекторной воронкой.

Раствор объемом 40 м3 готовится для каждой емкости отдельно путем растворения компонентов в воде и смешивания растворов компонентов в емкости хранения. Из этой емкости отбирается проба приготовленного раствора, определяются его свойства. Если они неудовлетворительны, то производится доработка раствора необходимым реагентом. В том случае, если раствор качественный по всем показателям, приступают к приготовлению раствора для второй емкости хранения и так далее до приготовления всего объема раствора.

В случае использования для приготовления растворов блока БПР раствор готовят в следующей последовательности.

В емкость объемом 15 м3 набирают 14 м3 технической воды, в этой воде растворяют кальцинированную соду в количестве, необходимом на 40 м3 бурового раствора. Сюда же вводят потребное на 40 м3 бурового раствора количество глинопорошка. Откачивают приготовленную глинистую суспензию в одну 40 м3 емкость хранения. Таким же образом готовят, еще одну порцию глинистой суспензии и снова откачивают в 40 м3 емкость.

В емкость приготовления раствора набирают 4 м3 воды и растворяют в ней потребное количество унифлока. Приготовленный раствор сливают в емкость с глинистой суспензией.

Таким же образом в 4 м3 воды растворяют потребное количество сначала КССБ, затем КМЦ и сливают в ту же емкость.

В емкость БПР набирают раствор, приготовленный вышеуказанным образом, через эжекторную воронку вводят потребное в зависимости от необходимой плотности раствора количество мела.

Для пеногашения заготовленный раствор обрабатывают пеногасителем ТБФ.

Готовый раствор в объеме 40 м3 прогоняют через эжекторную воронку в течение 1,5-2,0 циклов.

Отбирают пробу раствора, определяют свойства. При необходимости дообрабатывают раствор соответствующим реагентом.

Таким же образом готовят следующие порции бурового раствора по 40 м3 для второй, третьей, четвертой и пятой емкости хранения.

В качестве четвертой и пятой емкости хранения можно использовать емкости насосного блока.

В случае использования для приготовления растворов емкости объемом 40 м3 оборудованной мешалками и эжекторной воронкой последовательность приготовления раствора такая же.

Предыдущая3456789101112131415161718Следующая

mylektsii.ru


Смотрите также