Буровые реагенты и растворы для их приготовления

Анализ результатов применения буровых растворов на основе полисахаридов при бурении вертикальных, наклонно-направленных и горизонтальных скважин позволил отметить следующие преимущества предлагаемых систем буровых растворов:

Высокие ингибирующие и  низкие фильтрационные характеристики растворов позволили сохранить  устойчивость стенок ствола скважины на весь период бурения. Каротажный материал (каверномер) показал, что средний  диаметр скважин в интервале  залегания терригенных отложений близок к номинальному.

Поддержание реологических  характеристик на уровне проектных  значений обеспечило высокую выносную и удерживающую способности безглинистых буровых растворов, что позволило  избежать осложнений в процессе бурения, связанных с зашламлением ствола скважины при зенитных углах 30-70 0.

Вскрытие продуктивного  пласта проходит без остановок в  бурении, так как раствор ББР-ПМГ, используемый для бурения надпродуктивного интервала, совместим с безглинистыми  буровыми растворами, используемыми для вскрытия продуктивного пласта, в том числе для горизонтальных участков стволов скважины. Поэтому для проводки горизонтального участка и первичного вскрытия продуктивного пласта не требуется сброс циркулирующей в скважине промывочной жидкости и, соответственно, сократились временные затраты по приготовлению раствора. [11,с.34].

Использование растворов  позволило повысить технико-экономические  показатели работы долот за счёт высокой  смазывающей способности и низкого  значения коэффициента трения.

Проведённые гидродинамические исследования коллекторских свойств продуктивного пласта показали отсутствие загрязнения ПЗП (фильтрационно-емкостные характеристики призабойной и удаленной зон продуктивного пласта практически одинаковы); после освоения скважин полученные дебиты соответствовали или превышали проектные, время освоения сократилось в 1,5-2 раза, при этом освоение скважины проходит, как правило, без дополнительных воздействий на пласт.

 

Название          Тип раствора, применяемого                    Скин-эффект                                          месторождения        для вскрытия продуктивного пласта

Аптугайское                ББР-СКП                                 -5,8

 

Аптугайское               ББР-СКП                                 +1,08

 

Аптугайское                ББР-СКП                                  -2,751

 

Аптугайское                ББР-СКП; открытый ствол    -2,679

 

Аптугайское               ББР-СКП; открытый ствол              -4,36

 

Южно-Ошское               ББР-СКП                                   -1,2

 

 

На составы буровых  растворов имеются патенты РФ и гигиенические сертификаты. [12,с.34].

2. Приготовление буровых растворов

 

2.1. Технология приготовления бурового раствора

 

Процесс приготовления  буровых растворов включает в  себя  три технологические операции:

1. Приготовление исходного раствора;
2. Обработка его реагентами для обеспечения требуемых параметров стабильности и тиксотропии;
3. Обеспечение требуемой плотности в случае разбуривания пластов с аномальными давлениями.

Исходный раствор готовится по требуемой плотности смешением, как  правило, дисперсной среды  и дисперсной фазы. Например при приготовлениях глинистых растворов - смесь воды и глины (глинистая суспензия). Технология обработки раствора реагентами  должна  предусматривать очередность и способ ввода  реагентов; их дозирования и время перемешивания предусмотренными техническими средствами, контроль параметров. [13,с.34].

 

2.2. Уточнение рецептур буровых растворов

 

Необходимость уточнения  рецептуры бурового раствора связано с отсутствием данных по показателям качества компонентов на период его приготовления. Связь  между регулируемым параметром раствора и содержанием реагента анализируется  с помощью вероятностных методов, т.к. зависимость конкретных значений выходного показателя  от переменной  величины X (содержание компонента) имеет случайный  вероятностный характер. По существу, задача сводится к установлению влияния химических реагентов на основные параметры  выбранной модели бурового раствора.

Планирование эксперимента - процедура выбора числа и условий проведения опытов, необходимых для решения постановленной задачи. В нашем случае проводится эксперимент на трех уровнях при k-значениях факторов, и при этом  в процессе эксперимента  осуществляются  все возможные комбинации из k-факторов. Такая постановка опытов  называется полнофакторным экспериментом.

Требуется уточнить рецептуру  бурового раствора по эксплуатационную колонну. Для этого исследуем  влияние трех химических реагентов: КМЦ, НТФ, СДБУР. [14,с.4].

 

2.3. Обработка бурового раствора

 

При бурении под направление  и кондуктор используется глинистый  раствор, наработанный на предыдущих скважинах  или приготовленный из глинопорошка с помощью гидромешалки от цементосмесителя. Буровой раствор необходимой  плотности закачивается в приемные ёмкости, где перемешивается.

Для получения параметров, указанных в регламенте, он обрабатывается химическими реагентами. Ввод водного  раствора КМЦ осуществляется во время  циркуляции бурового раствора через  всасывающую линию буровых насосов, либо непосредственно в желоб в течении двух циклов циркуляции. Ввод водного раствора гипана производится аналогично КМЦ, но в течении трёх циклов циркуляции. Вводить водный раствор Спринт рекомендуется через всасывающую линию буровых насосов. Бентонитовый глинопорошок при необходимости вводится во время циркуляции бурового раствора через глиномешалку.

Бурение под эксплуатационную колонну производится на глинистой  суспензии плотностью 1,05 г/см3 с последующей  наработкой естественного глинистого раствора.

По основной рецептуре раствор обрабатывается КМЦ и НТФ, при этом весь объем подвергается первичной обработке химическими реагентами из расчёта 50-60 кг КМЦ и 10-20 кг НТФ, которые затворяются в глиномешалке и вводятся в раствор в течении двух циклов циркуляции. Расход реагентов на повторные обработки составляет 30-40 кг КМЦ и 2-3 кг НТФ, такая обработка производится через 200 метров бурения ствола скважины до проектной отметки с целью поддержания технологических параметров бурового раствора. С глубины 950 м раствор дополнительно обрабатывается смазочной добавкой Спринт, которая вводится в раствор через глиномешалку в течение 2-3 циклов циркуляции из расчета 50-60 кг (первичная) далее по 20-25 кг (повторные обработки). Вместо реагента Спринт может использоваться графит (смесь графита и ФК-2000), ввод которого производится непосредственно в осреднитель, расход на однократную обработку составляет 0,1-0,2 % от объема раствора. [15,с.4].

Технология обработки  по неосновным рецептурам аналогична обработке для основной рецептуре. Расход Сепакола на первичную обработку составляет 40 кг, на повторную 15-20 кг.

 

2.4. Обоснование параметров бурового раствора

 

При проектировании параметров буровых растворов всегда нужно  стремиться к тому, чтобы достигались  высокие скорости бурения, высококачественное вскрытие продуктивных пластов, предупреждались всевозможные осложнения.

Плотность раствора влияет на гидростатическое давление, на забой  и стенки скважины. При наличии  в разрезе водо-, газо-, нефтепроявляющих пластов обычно давление бурового раствора поддерживают несколько большим пластового с тем, чтобы предотвратить или резко уменьшить интенсивность поступления флюидов в скважину. Иногда плотность увеличивают для предупреждения обвалообразований. Плотность раствора уменьшают при поглощении, для снижения гидравлических потерь в циркулляционной системе и дифференциального давления на забое, повышения буримости горных пород и т.д.

Рекомендуется принимать  Кп = 1,1 при Н<1200 м (DР£1,5 МПа); Кп = 1,05 при Н=1200-2500 м (DР£2,5 МПа); Кп = 1,04-1,07 при Н>2500 м (DР£3,5 МПа). [16,с.9].

Для качественного вхождения  в продуктивный пласт, необходимо произвести очистку бурового раствора от шлама, также произвести химическую обработку  раствора до указанного ПФ £ 5 см3/30 мин. Регулирование фильтрационных характеристик глинистого раствора можно производить путём добавления КМЦ (марок 500, 600 и 700) или гидролизованным полиакрилонитрилом (гипан). Ввод КМЦ производится в виде 0,2¸0,5% водного раствора в течение 1-2 циклов циркуляции через всасывающую линию буровых насосов. Ввод гипана производится в насосном блоке под выкид раствора из манифольда в виде 1¸2% водного раствора в течение двух циклов циркуляции. В качестве смазочной добавки можно использовать графит.

Вязкость. При бурении  следует поддерживать минимально необходимую вязкость раствора. При излишне высокой вязкости вследствие больших гидравлических сопротивлений в кольцевом пространстве возможны раскрытие трещин в слабых пластах и поглощения, хуже очищается раствор от шлама и газа; снижается подача бурового раствора и мощность турбобура; хуже охлаждается долото. В то же время раствор с повышенной вязкостью при прочих равных условиях поглощается менее интенсивно, выносит шлам при меньшей скорости восходящего потока.

Статическое напряжение сдвига буровых растворов - это способность образовывать структуру. Наличие структуры бурового раствора обусловливает его способность удерживать шлам, утяжелитель и газ во взвешенном состоянии. Чем выше СНС, тем лучше удерживающая способность раствора. Однако при этом растут и гидравлические сопротивления в циркуляционной системе, что может вызвать гидроразрыв пластов и поглощение раствора как при пуске буровых насосов, так и в процессе их работы. Для предупреждения осаждения шлама буровой раствор должен обладать высокими тиксотропными свойствами.

Фильтрационные свойства. С ростом фильтрации, особенно при  промывке раствором на водной основе, часто ухудшается качество вскрытия продуктивных пластов, повышается интенсивность  обвалообразоваиия в глинах, аргиллитах, сланцах, увеличивается толщина фильтрационной корки, что сопровождается сальникообразованиями, затяжками и повышает вероятность прихвата бурильной колонны и приборов в скважине. Поэтому в практике бурения фильтрацию следует снижать, лишь когда это безусловно необходимо, и до такого уровня, который технологически допустим и не вызывает осложнения. [17,с.87].

 

2.5. Критерии выбора типа бурового раствора

 

Тип бурового раствора выбирается в первую очередь из условия обеспечения  устойчивости стенок скважины, определяемой физико-химическими свойствами слагающих горных пород и содержащихся в них флюидов, пластовым и горным давлениями, а так же забойной температурой. При этом следует руководствоваться накопленным опытом бурения в проектном районе с промывкой различными буровыми растворами. Критерием оптимальности применяемого типа бурового раствора являются затраты времени и средств на борьбу с осложнениями, связанными с типом бурового раствора. Если затраты времени на борьбу с подобными осложнениями отсутствуют в балансе времени бурения скважин, то применяемый тип бурового раствора следует считать оптимальным.

Необходимо помнить, что  тип бурового раствора определяет не только осложнения при бурении, но и  в большей мере и эффективность  разрушения породы долотом. Чем быстрее бурится скважина, тем меньше, как правило, наблюдается осложнений. Поэтому при решении этого вопроса следует анализировать и учитывать отечественный и зарубежный опыт бурения скважин в аналогичных разрезах. При прочих равных условиях всегда следует отдавать предпочтение буровым растворам с минимальным содержанием твердой фазы, вводить противоизносные и смазочные добавки, ингибиторы коррозии.

Отдельно решается вопрос выбора бурового раствора для вскрытия продуктивных горизонтов. Буровой раствор  выбирается так, чтобы предупредить ухудшение коллекторских свойств продуктивных пластов вследствие возникновения капиллярного эффекта при вытеснении из приствольной зоны продуктивного пласта фильтрата бурового раствора; набухания глинистого материала, содержащегося в коллекторах, в результате взаимодействия пластовых флюидов с фильтратом бурового раствора; блокирования трещин пласта поглощенным буровым раствором и т.д. [18,с.84].

Поэтому при выборе бурового раствора для вскрытия продуктивных пластов учитывают следующие рекомендации:

1. Следует применять  растворы на углеводородной основе - РУО (безводные или инвертно-эмульсионные) в случаях:

• при низкой проницаемости коллектора (менее 0,05-0,1 мкм);
• при насыщении коллектора высоковязкой нефтью;
• при трещинном и порово-трещинном типе коллектора с проницаемостью более 1 мкм. В данном случае необходимо применять только безводные РУО;

 

При наличии в коллекторе набухающих глин водная фаза РУО должна быть минерализована.

2. В остальных случаях  допускается применение буровых растворов наводной основе. Если в коллекторе содержатся набухающие глины, применяют ингибированные буровые растворы, как и для бурения глинистых пород.

 

2.6. Обработка бурового раствора

 

При бурении под направление  и кондуктор используется глинистый  раствор, наработанный на предыдущих скважинах или приготовленный из глинопорошка с помощью гидромешалки от цементосмесителя. Буровой раствор необходимой плотности закачивается в приемные ёмкости, где перемешивается.

Для получения параметров, указанных в регламенте, он обрабатывается химическими реагентами. Ввод водного раствора КМЦ осуществляется во время циркуляции бурового раствора через всасывающую линию буровых насосов, либо непосредственно в желоб в течении двух циклов циркуляции. Ввод водного раствора гипана производится аналогично КМЦ, но в течении трёх циклов циркуляции. Вводить водный раствор Спринт рекомендуется через всасывающую линию буровых насосов. Бентонитовый глинопорошок при необходимости вводится во время циркуляции бурового раствора через глиномешалку. [19,с.48].