для чего нужен буровой раствор при бурении скважин на воду
Буровой раствор
При работе нефтяной или газовой скважины, ее разработке используется специальный буровой раствор, приготавливаемый непосредственно перед добычей полезных ископаемых. Его использование позволяет решить большой спектр задач, начиная от фильтрации и очистки забоя и стволового пространства и заканчивая основными требованиями техники безопасности, поэтому применение такого раствора является необходимым процессом в ходе разработки любого месторождения. Современные растворы могут иметь разный состав, вязкость, вес и другие характеристики, и приготовление осуществляется с учетом особенностей залежей, выбранных технологий, финансовых аспектов и других факторов.
Что такое буровой раствор?
Буровым раствором называют сложную дисперсионную систему жидкостей эмульсионного, аэрационного и суспензионного типа, которые служат для промывки стволов в ходе бурения скважин. Циркулируя внутри, раствор чистит стенки от наслоений, вымывает остатки пробуренных пород, выводя их на поверхность, стимулирует разрушение слоев инструментом, позволяет провести качественное вскрытие горизонта и решить массу иных задач.
Как правило, при бурении используются составы на основе воды и углеводородных частиц (раствор битума и известняка, эмульсии инвертного типа). Для бурения в отложениях хемогенного вида обычно используется приготовление буровых растворов на основе соленасыщенных глинистых элементов, гидрогелей, при высоком риске обвалов применяют растворы-ингибиторы, а в случае повышенной температуры создаются термостойкие составы на глинистой основе. Если же разработка осуществляется на месторождениях с повышенными показателями давления, то необходимо использовать растворы утяжеленного типа.
Свойства буровых растворов
Продуктивность работы с использованием раствора зависит от качества последнего. Особенно важными являются такие свойства, как плотность, водоотдача, вязкость, напряжение сдвига. Плотность измеряется при помощи ареометра, ее показатель варьируется в пределах 1000-2500 кг на кубометр, а вязкость условного типа определяется временем, за которое раствор в определенном объеме протекает из классической воронки. Существует также эффективная вязкость, которую измеряют вискозиметром, и она отображает соотношение напряжений в общем потоке и скоростного градиента.
Что касается напряжения сдвига, то его также измеряют вискозиметром; стандартное значение колеблется в пределах 0-20 Па. Для измерения водоотдачи нужно знать объем фильтрата, который выделяется через очистное оборудование при перепаде давления за полчаса на 100 и более кПа.
Чтобы обеспечить максимальную продуктивность бурения, свойства растворов контролируют посредством ввода специальных реагентов и материалов для улучшения качества. Так, при необходимости уменьшения водоотдачи буровой раствор могут обработать реагентами на углещелочной основе, сульфитно-спиртовым составом, целлюлозными добавками, крахмалом модифицированного типа. Реологические качества достигаются посредством ввода в буровые растворы понизителей вязкости: к ним относится, например, нитролигнин, полифенолы, фосфат и другие вещества.
Предотвращение проявлений воды, нефти и газа при повышенном давлении осуществляется посредством увеличения плотности состава: для этого в раствор вводят утяжелитель (бармит, мел, гематит). В состав также может быть добавлен пенообразователь или произведено аэрирование. Антифрикционные качества растворов улучшаются посредством добавления смазок (графит, нефть, гудрон и пр.), а для сохранения нужных свойств при высоких температурах во время эксплуатации буровые растворы обогащают хроматами кальция, натрия, антиоксидантами. Для пеногашения состав может быть дополнен резиновой крошкой, спиртовыми частицами или кислотами.
Состав буровых растворов
Приготовление буровых растворов требует использования тонкодисперсионных глиняных веществ с высокой степенью пластичности и невысоким процентом песчаных частиц: они могут создавать вязкую суспензию в контакте с водой, которая не будет давать осадка в течение долгого времени. Наилучшими свойствами обладают разновидности глиняных порошков на основе щелочных составов, и они дают растворы с невысоким показателем плотности.
При создании бурового раствора важно следить, чтобы туда не попали вредные примеси, к которым относится гипс, частицы известняка, а также соли, способные растворяться в воде. По техническим требованиям, главным показателем качества сырья в виде порошка или глины считается выход раствора, т.е. число кубометров нужной вязкости, которые получаются из тонны сырья. Важными показателями также считаются такие параметры, как плотность и число песка в составе.
Назначение буровых растворов
Приготовление буровых растворов преследует ряд важных целей:
Виды и типы буровых растворов
Современная классификация включает следующие виды жидкостей для промывки:
Приготовление буровых растворов
Также раствор может приготавливаться в мешалках, где глину соединяют с водой и активно перемешивают. В случае необходимости улучшения свойств туда добавляют реагенты (они могут увеличить или уменьшить плотность, вязкость и другие качества). После приготовления проводится очистка жидкости, для чего в стволе формируется специальный желоб с перегородками: по нему жидкость проводится до устья и фильтруется от примесей.
Компания СНК осуществляет сервис буровых растворов, который включает согласование технических особенностей, обследование оборудования, доставку материалов с приготовлением растворов нужного типа, анализ, контроль качества и многое другое. Подробности можно узнать на официальном сайте организации..
Карамовское месторождение: мультибур
Буровые растворы: состав, свойства, способы приготовления
Общее описание бурового раствора
Буровой раствор является комплексной дисперсной системой, состоящей из нескольких компонентов. Данная система объединяет суспензионные, эмульсионные и аэрированные жидкости, которые используются в целях промывки скважин в процессе бурения. На нефтяных и газовых скважинах функцию промывочных жидкостей выполняют агенты, различные по составу:
Буровой раствор готовится на поверхности, после чего подается в буровую область колонны. После завершения процесса бурения, буровой раствор может оставаться в буровой колонне, либо откачиваться из нее.
Важными характеристиками (реологическими свойствами), по которым определяется качество бурового раствора, являются: условная и пластическая вязкость и показатель фильтрации.
Основные функции
Основной функцией бурового раствора является вынос вырубленной породы из ствола и забоя, а также очищение скважины и забоя с целью предотвращения износа оборудования.
Эффективность процесса удаления шлама зависит от следующих факторов:
Удаление частиц породы возможно в случае, если скорость восходящего потока выше скорости осаждения данных частиц. Скорость осаждения частиц в спокойном растворе зависит от размеров и форм частиц, а также разницы удельных весов раствора и частиц. Поэтому, в случаях, когда мощности бурового насоса недостаточно, для обеспечения оптимальной скорости потока, следует увеличить вязкость вещества для улучшения качества очистки оборудования и скважины в допустимых пределах.
Для предотвращения усталостного режима разрушения забоя применяют гидромониторные насадки на долоте. Значительно влияет на процесс показатель фильтрации раствора: чем выше данный показатель, тем выше механическая скорость потока.
Второй важной функцией бурового раствора является смазка и охлаждение стенок скважины, долот и бурильных труб. В процессе бурения возникают значительные силы трения, которые смягчаются благодаря участию в процессе промывочной жидкости. Происходит смазка оборудования и скважины, а благодаря высокой теплоемкости бурового раствора обеспечивается охлаждение.
Стоит также отметить функцию поддержания частиц во взвешенном состоянии после прекращения процесса циркуляции. Во взвешенном состоянии удерживаются частицы выбуренной породы и утяжелителя, что позволяет избежать прихватов бурильного инструмента.
Помимо этого, буровой раствор обеспечивает:
Состав
В процессе бурения используются промывочные растворы на водной, углеводородной и аэрированной основе. Растворы на водной основе включают:
Растворы на углеводородной основе включают:
Свойства
Для конкретных условий бурения, необходимо подбирать оптимальный тип промывочной жидкости. Причиной этому является неспособность определенного вида бурового раствора одинаково эффективно выполнять весь перечень функций и соответствовать всем видам условий на буровых. Таким образом, сначала следует определиться с набором основных функций, и, как следствие, с необходимым набором свойств бурового раствора.
Необходимый набор свойств бурового раствора можно получить путем подбора составных компонентов. Самым сложным для получения является дисперсный буровой раствор. В данном случае, очень важна степень дисперсности твердой фазы и то, как она взаимодействует с остальными компонентами. Таким образом, оказывая влияние на степень дисперсности можно манипулировать реологическими свойствами промывочной жидкости.
В процессе бурения следует поддерживать первоначальные свойства агента, в связи с тем, что он подвергается внешнему воздействию:
Влияние перечисленных факторов ослабляет электрические разряды на частицах и способствует старению составных компонентов.
Свойства бурового раствора могут регулироваться в процессе бурения. Необходимость в этом может возникать при чередовании пород в геологическом разрезе. Таким образом, свойства бурового раствора подвергаются корректировке, как в процессе приготовления раствора, так и в процессе бурения (для поддержания необходимых свойств и для изменения параметров в соответствии с изменяющимися условиями).
Свойства бурового агента регулируются посредством:
В связи с тем, что буровой раствор должен демонстрировать различные характеристики, как по мере углубления скважины, так и на разных участках бурения, для каждой отдельной скважины подбирается индивидуальный раствор. Данные обстоятельства доказывают необходимость определения параметров бурового раствора еще на этапе проектирования.
Важными реологическими свойствами (характеристиками, по которым определяется качество) бурового раствора являются:
Достаточный уровень условной вязкости бурового раствора необходим для того, чтобы выносить частицы выбуренной породы на поверхность скважины. Если частицы остаются в скважине, они начинают поглощать буровой раствор, что нежелательно. Тем не менее, слишком высокая вязкость оказывает негативное влияние на очищение бурового раствора, т.к. способствует повышению гидравлического сопротивления в циркуляционной системе скважин. Показатель пластичной вязкости оказывает прямой эффект на процесс бурения, т.к. характеризует внутреннее трение слоев дисперсионных сред, диспергированных частиц и межфазовое взаимодействие.
Показатель фильтрации косвенно характеризует способность буровых растворов фильтровать определенные элементы жидкой фазы. Эта величина определяется количеством дисперсионной среды, которая проходит сквозь фильтр под воздействием перепада давления за определенную единицу времени.
Основное назначение
Такие растворы готовят, исходя из целей их дальнейшего использования. Примеры таких целей таковы:
Требования
К промывочным жидкостям предъявляют следующие требования:
Виды и их основные параметры
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 растворомназывают 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, нонтронит, 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 м1, а из низкосортных глин — менее 3 м’.
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.
Гуматные
К этому виду относится буровой глинистый раствор, стабилизированный углещелочным реагентом (УЩР). Применяют такой раствор при бурении в сравнительно устойчивом разрезе, в котором отсутствуют набухающие и диспергирующие глинистые породы.
Допустимая минерализация для гуматных растворов не более 3 %, термостойкость не превышает 120–140 °С.
В отсутствие минерализации фильтрация гуматных растворов остается небольшой даже при температуре 200 °С, однако при высокой температуре усиливается загустевание раствора.
Ингибирующие растворы
В практике бурения скважин при разбуривании глинистых пород для уменьшения числа осложнений, связанных с загустеванием раствора, сальникообразованиями и нарушениями целостности ствола скважины, нередко используют высокощелочные глинистые и безглинистые растворы с рН = 11÷13. К ним относят растворы, обработанные лигносульфонатами в сочетании с едким натром, известковые, алюминатные, безглинистые, солестойкие. Все высокощелочные системы ограниченно термостойки, и чем выше коллоидность разбуриваемых пород, тем ниже термостойкость раствора. Химические реагенты-стабилизаторы в высокощелочной среде работают хуже.
Кальциевые
Ингибирующие буровые глинистые растворы, содержащие, кроме глины, воды, нефти и утяжелителя, реагентов – понижающих вязкость, фильтрацию и регуляторов щелочности, специальные вещества – носители ионов кальция. Действие их заключается в основном в предотвращении перехода выбуренной глины в натриевую форму, в переводе натриевой глины в кальциевую, в результате чего снижаются гидратация и набухание сланцев.
Калиевые
Калиевые растворы содержат в качестве ингибирующих электролитов соединения калия. Действие калиевых растворов обусловлено насыщением ионами калия глинистых минералов.
Наиболее быстрое насыщение глин ионами калия происходит при рН = 9÷10. Калиевые растворы эффективны при бурении неустойчивых глинистых сланцев.
Существует ряд разновидностей калиевых растворов, отличающихся составом и некоторыми свойствами.
Силикатные
Силикатные растворы содержат в качестве ингибирующей добавки силикат натрия. Они применяются для повышения устойчивости ствола скважины при разбуривании осыпающихся пород. Растворы не пригодны при разбуривании мощных отложений гипсов и ангидритов.
Силикатный раствор готовят из предварительно гидратированного в пресной воде глинопорошка, в который вводят УЩР, КМЦ, силикат натрия.
Повышение структурно-механических характеристик достигается вводом пасты, приготовленной из бентонитово- го глинопорошка с добавкой УЩР.
Применение бурового раствора
Без использования такой дисперсной системы жидкостей (она состоит их многих компонентов) не обойтись в процессе бурения скважин. Необходим раствор для промывки горных выработок в ходе работ.
Когда идет бурение, дробленые частицы горной породы (так называемый шлам буровой) необходимо вытащить на поверхность. Это и является одной из задач, которую призван решить буровой раствор.
Это не все функции реагента. Буровой раствор применяют также в следующем:
Также при вскрытии продуктивных пластов важно обеспечить им проницаемость. И с этой функцией призвана справиться дисперсионная жидкостная система.
Преимущества и недостатки
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.
Приготовление
Также раствор может приготавливаться в мешалках, где глину соединяют с водой и активно перемешивают. В случае необходимости улучшения свойств туда добавляют реагенты (они могут увеличить или уменьшить плотность, вязкость и другие качества). После приготовления проводится очистка жидкости, для чего в стволе формируется специальный желоб с перегородками: по нему жидкость проводится до устья и фильтруется от примесей.
Компания СНК осуществляет сервис буровых растворов, который включает согласование технических особенностей, обследование оборудования, доставку материалов с приготовлением растворов нужного типа, анализ, контроль качества и многое другое. Подробности можно узнать на официальном сайте организации..
Виды химических реагентов для буровых растворов
Производственные компании рекомендуют следующие реагенты для буровых растворов, которые значительно повысят эффективность и качество работы, а так же станут незаменимым защитником Вашего бурового оборудования:
— Химические реагенты для стабилизации и регуляции процесса фильтрации
Компоненты данного реагента значительно снижают вязкость раствора. Реагент способствует снижению фильтрации. Реагент предназначенный для стабилизации может служить как метод контроля водоотдачи. Данные составы способны очень быстро влиять на показатели массы, изменять ее вязкость и плотность.
— Средства для контроля утечки раствора
Данный состав используют для закупоривания так называемых пор внутри породы, утяжелители раствора которым заполняется буровая скважина для выправления внутреннего давления.
— Связывающие присадки и бетониты
В процессе бурения скважины возможно осыпание ствола, данные составы уплотняют активные породы, облегчают уборку выбуренного материалы, и увеличивают производительность работ.
Различные смазочные покрытия, составы снижающие вероятность прихватывания элементов, пеногасители и антикоррозийные смеси
Значительно ускоряют процесс работы в бурильной колонне. Благодаря реагенту вырастает поступление нефти и ускоряется процесс затвердевания тампонажного цемента.
Сложности при бурении нефтяных скважин
В процессе бурения скважин достаточно часто приходится сталкиваться с техническими проблемами, появление которых может сильно замедлить работы или сделают работу практически невозможной. К таким проблемам относятся следующие явления:
Достаточно часто обвалы стенок скважины происходят из-за нестабильности горной порода. Признаками обвала является увеличенное давление, большая вязкость жидкости, которая используется для промывки, а также повышенное число фрагментов породы, которые выходят на поверхность.
Чаще всего поглощение жидкости случается, если залегающий ниже пласт целиком забирает раствор в себя. Его пористая структура или высокая степень впитываемости способствует такому явлению.
Проектирование бурения скважины
До начала процесса по созданию нефтяной скважины составляется проект в виде чертежа, в котором обозначаются следующие аспекты:
Проектирование нефтяной скважины необходимо начинать с определения глубины, конечного диаметра самой шахты, а также уровня бурения и конструктивных особенностей. Геологический анализ позволяет разрешить эти вопросы вне зависимости от типа скважины.
Буровые растворы для бурения, заканчивания и капитального ремонта скважин
В процессе бурения необходимо производить контроль реолологических параметров бурового раствора с целью предупреждения обвалов стенок и размыва устья скважины.
После утяжеления раствора за счет выбуренной породы до необходимой плотности необходимо обеспечить качественную очистку бурового раствора.
В случаи поглощения бурового раствора применять вязкие пачки с наполнителем (кордовое волокно, резиновая крошка, древесные опилки, ореховая скорлупа).
Перед спуском обсадной колонны рекомендуется обработать буровой раствор смазывающей добавкой FK-Lube или иными смазывающими добавками.
В процессе бурения на репрессии с промывкой любым типом бурового раствора в околоскважинной зоне формируется зона кольматации и зона проникновения фильтрата, физико-химический состав и глубина которых определяют как устойчивость приствольной зоны, так и снижение гидропроводности и фазовой проницаемости продуктивного пласта.
На основе анализа фундаментальных исследований в области химии и биохимии углеводов, обобщения практики бурения скважин в качестве полимерных реагентов для регулирования фильтрационных и реологических свойств безглинистых и малоглинистых буровых растворов используются полисахариды.
Основной причиной выбора полисахаридов является их способность к химической и биологической деструкции, за счет чего обеспечивается возможность разрушения и удаления кольматационного слоя, образующегося в процессе бурения, и практически полное восстановление коллекторских свойств пласта.
Разработана технология получения комплексных полисахаридных реагентов с использованием ингибиторов термоокислительной деструкции, в качестве которых использованы водорастворимые силикаты, бораты щелочных металлов, формиаты натрия и калия.
Комплексные реагенты содержат также гидрофобизирующие добавки на основе калиевых солей жирных кислот и неионогенного ПАВ.
Применение этих реагентов обеспечивает сохранение регламентированных реологических и фильтрационных свойств полисахаридных систем при t =90-1800 о C в течение длительного времени (исследования проводились в течение 45 суток).
На основе этих реагентов предлагается ряд рецептур безглинистых и малоглинистых буровых растворов для различных условий бурения, особенности состава и свойств которых приведены ниже.
Полимер-эмульсионный буровой раствор (ПМГ) для бурения надпродуктивного интервала
В качестве основного средства промывки скважины при бурении надпродуктивного интервала наиболее эффективно применение бурового раствора со свойствами, обеспечивающими устойчивость глинистых отложений, снижение проницаемости водоносных пластов, качественную очистку ствола скважины.
Высокопроницаемые водоносные пласты, неизолированные к моменту первичного вскрытия продуктивного пласта, требуют больших затрат обрабатывающих реагентов, завышения сверх необходимого его структурных показателей, добавления в раствор кольматантов, оказывающих отрицательное влияние на качество вскрытия пласта.
Входящие в состав раствора полимерные и ингибирующие реагенты придают раствору необходимые свойства.
Реагент-гидрофобизатор Синтал выполняет роль стабилизатора неустойчивых отложений, кольматирующей, гидрофобизирующей и смазывающей добавки.
Дополнительная кольматация водоносных пластов и упрочнение стенок скважины достигается водорастворимыми силикатами (силикаты натрия, калия или их смеси).
Применение полианионной целлюлозы в сочетании с Синтал и силикатами обеспечивает буровому раствору необходимые реологические характеристики.
С использованием гидравлических программ (программа Landmark) рассчитываются оптимальные показатели реологических свойств раствора для бурения наклонных, пологих и горизонтальных участков стволов скважин.
Компонентный состав для конкретного месторождения уточняется по результатам анализа геолого-технической документации и проведения дополнительных исследований кернового материала или шлама.
Выбор комплекса ингибиторов проводится по стандартам АНИ и отечественным методикам.
Буровой раствор характеризуется низкими значениями показателя фильтрации (Ф = 2,0-8,0 см 3 по АРI), регулируемыми в широком диапазоне реологическими показателями (η=10-40 мПа*с; τ0=25-180,0 дПа ), низким коэффициентом трения (Ктр = 0,07-0,1 по API).
Положительно то, что этот раствор легко модифицируется в буровой раствор для вскрытия продуктивного пласта путем дополнительного ввода крахмала, карбоната кальция и биополимера.
Раствор БР-ПМГ успешно применяли при проводке скважин в неустойчивых глинизированных отложениях значительной протяженности с зенитным углом 50-70º с сохранением номинального диаметра скважин при бурении пологих и горизонтальных участков ствола скважины, в тч при бурении дополнительных стволов на месторождениях Пермской области, при этом исключается необходимость установки цементных мостов в верейском горизонте, которые при бурении по традиционной технологии были обязательны.
В настоящее время этот раствор применяется на месторождениях республики Коми, Казахстана.
Буровые растворы на основе полисахаридов для вскрытия продуктивного пласта
Выбор оптимальной рецептуры бурового раствора для вскрытия продуктивного пласта рассматривается как ключевой момент сохранения коллекторских свойств пласта.
В лаборатории разработано несколько типов безглинистых систем на основе полисахаридов (ББР), которые предназначены для вскрытия продуктивных пластов.
Методически выбор компонентного состава бурового раствора для вскрытия продуктивного пласта обосновывается по результатам оценки его влияния на изменение проницаемости пористой среды и по коэффициенту восстановления проницаемости образцов керна после фильтрации бурового раствора при реальных перепадах давлений, возникающих при первичном вскрытии.
Для предотвращения глубокого проникновения дисперсной фазы и дисперсионной среды бурового раствора в пласт предусматривается ввод кислоторастворимого кольматанта, фракционный состав которого выбирается по результатам исследования кернового материала конкретного месторождения.
Применение полимерных реагентов из класса полисахаридов и правильный подбор фракционного состава кольматанта обеспечивает быстрое формирование в призабойной зоне пласта незначительной по глубине и низкопроницаемой зоны кольматации, которая предупреждает глубокое проникновение бурового раствора и его фильтрата в пласт в период первичного вскрытия, но легко разрушается в период освоения.
Зона кольматации, сформированная ББР на основе полисахаридов, может быть легко разрушена в процессе освоения при использовании специальных деструктурирующих реагентов, например, комплексного реагента КДС, который предлагается в качестве основы перфорационной среды.
В зависимости от геолого-технических условий, конструкции скважины разработано несколько вариантов ББР.
БЕЗГЛИНИСТЫЙ БУРОВОЙ РАСТВОР ББР-СКП
Присутствие ингибиторов набухания и диспергирования глин (КС1, силикаты и др.) обеспечивает устойчивость глинистых отложений и предупреждает набухание глины в коллекторе пласта. ББР-СКП стабилен при любой минерализации, фильтрационная корка устойчива к воздействию тампонажного раствора.
Дополнительное физико-химическое модифицирование фильтрационной корки ББР в процессе подготовки ствола скважины к цементированию обеспечивает плотный контакт цементного камня с породой.
БЕЗГЛИНИСТЫЙ БУРОВОЙ РАСТВОР РЕОГЕЛЬ
Уникальные структурно-реологические и низкие фильтрационные свойства раствора обеспечивают минимальное проникновение его в пласт, одновременно раствор характеризуется высокими капсулирующими свойствами, обеспечивая незначительную смачиваемость выбуренной породы, тем самым препятствуя диспергированию шлама, но обеспечивая полное осаждение шлама при низкой скорости течения (в отстойниках, желобах и приемных емкостях буровых насосов).
Буровой раствор не создает в проницаемых пластах на стенке скважины толстой фильтрационной корки и способствует высокой степени замещения бурового раствора тампонажным.
Входящий в состав бурового раствора антиоксидант предотвращает ферментативное разложение полисахаридов.
Эффективность этого раствора с точки зрения сохранения коллекторских свойств пласта не ниже, чем у известных систем буровых растворов с биополимером и мраморной крошкой, но стоимость раствора значительно ниже за счет использования только отечественных реагентов.
ПОЛИМЕР-ЭМУЛЬСИОННЫЙ БУРОВОЙ РАСТВОР ЭМУЛГЕЛЬ
Для строительства скважин в сложных гидрогеологических и технико-технологических условиях (например, при бурении через кыновские аргиллиты, глауконитовые глины) при необходимости решения основной проблемы сохранения устойчивости ствола скважины в интервалах залегания неустойчивых глинистых отложений при больших зенитных углах и обеспечения выноса шлама из сильно искривленного участка ствола скважины разработан полимер-эмульсионный буровой раствор ЭМУЛГЕЛЬ.
Исследования показали, что наибольший эффект по сохранению стабильности сланцев достигается в углеводородсодержащих средах в присутствии ингибирующих добавок (KCl, силикаты, CaCl2).
За счет повышенного содержания углеводородсодержащей составляющей раствор обладает усиленными ингибирующими свойствами и оптимальными структурно-реологическими показателями, необходимыми для качественной очистки забоя при больших зенитных углах.
Полученная прямая эмульсия типа «масло в воде» обладает положительными свойствами растворов на нефтяной основе, но при этом исключаются такие негативные свойства РНО, как экологическая и пожарная опасность.
Этот раствор может быть использован и для бурения горизонтального участка при вскрытии продуктивного пласта, т. к. по своим физико-химическим и технологическим показателям отвечает требованиям для качественного вскрытия продуктивного пласта.
УТЯЖЕЛЕННЫЕ БУРОВЫЕ РАСТВОРЫ ДЛЯ ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ
Для ведения работ в условиях АВПД традиционно используют глинистые буровые растворы, содержащие в качестве добавок баритовый, железистый и другие утяжелители. Эти системы отличают относительно невысокая стоимость, широкий спектр обрабатывающих реагентов и большой опыт применения.
Однако использование таких растворов приводит к необратимой кольматации продуктивных пластов (особенно низкопроницаемых, трещиноватых и трещино-поровых коллекторов) и требует дополнительных дорогостоящих операций по восстановлению проницаемости пласта.
Безглинистые буровые растворы, плотность которых регулируется концентрацией водорастворимых солей и кислоторастворимых утяжелителей, имеют принципиальное преимущество перед глинистыми при заканчивании скважин за счет исключения из состава кольматанта, трудноудаляемого из ПЗП при освоении.
Дополнительным преимуществом таких буровых растворов является более высокое качество крепления скважин.
Разработаны утяжеленные безглинистые буровые растворы плотностью до 1600 кг/м 3 на основе пластовой воды, растворов неорганических солей (хлориды натрия, калия, кальция, магния) и карбоната кальция для доутяжеления.
Оптимизация реологических и фильтрационных свойств этих растворов проводится комплексом полисахаридных реагентов.
Высокую плотность растворов могут обеспечивать не только неорганические соли, но и органические, в частности, формиаты щелочных металлов.
Формиаты обладают рядом преимуществ по сравнению с тяжелыми неорганическими солями, и в частности, экологической безопасностью, высокой ингибирующей способностью по отношению к глинистым сланцам, повышением термостабильности полисахаридных реагентов, низкой коррозионной активностью, совместимостью с пластовыми флюидами, снижением коэффициента трения буровых растворов.
Разработаны технологические жидкости на основе формиатов, которые содержат комплекс полисахаридных реагентов для регулирования фильтрационных, реологических, псевдопластичных и капсулирующих свойств и мраморную крошку для временной кольматации ПЗП.
Буровые растворы на основе формиатов сохраняют термостабильность при температурах до 200 о С, имеют низкие значения показателя фильтрации (0,5-3,5 см 3 при DР = 0,7 МПа), регулируемые в широких пределах значения пластической вязкости (h=15-95 мПа*с) и динамического напряжения сдвига (τ0=60-200 дПа), при этом буровые растворы имеют низкие гидравлические сопротивления (коэффициент консистенции К =0,008-0,227 при скорости сдвига 511/1022с-1), низкие значения коэффициента трения (Ктр=0,09- 0,207), фильтрат раствора имеет низкое поверхностное натяжение на границе с углеводородной жидкостью (σ=0,0083-0,013 Н/м).
Предлагается несколько рецептур:
— Системы без твердой фазы на основе формиата натрия (r = 1300 кг/м 3 ), формиата калия (r = 1670 кг/м 3 ), формиатов калия и цезия (r = 2200 кг/м 3 );
— Системы с частичной заменой формиатов на кислоторастворимый карбонатный утяжелитель (r = 1800 кг/м3). В качестве утяжелителя использовали мраморную крошку;
— Системы с пониженным содержанием кислотонерастворимой твердой фазы (r = 2200 кг/м 3 ). Для доутяжеления используется барит, Магбар, сидерит (карбонат железа), гематит.
не ужесточаются требования со стороны природоохранных организаций, так как при их использовании и при использовании совместно с другими компонентами бурового раствора не образуется экологически опасных отходов;
появляется возможность многократного и многоцелевого использования бурового раствора ввиду его высокой ферментативной устойчивости и устойчивости к термоокислительной деструкции;
для приготовления и очистки бурового раствора в процессе бурения не требуется дополнительного оборудования буровых установок;
буровой раствор на основе формиатов может быть использован в качестве жидкости глушения или жидкости перфорации, т. к. он не оказывает отрицательного влияния на коллектор.
РЕЗУЛЬТАТЫ ПРОМЫШЛЕННОГО ПРИМЕНЕНИЯ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ НА ОСНОВЕ ПОЛИСАХАРИДОВ
С использованием безглинистых и малоглинистых буровых растворов на основе полисахаридных реагентов в гг в Пермском Прикамье пробурено более 300 скважин, в тч пологие и горизонтальные скважины.
Растворы применялись также в ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь, и КРС (п. Самарский), Удмуртии, республиках Коми и Казахстан.
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 30-700.
— 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 тч 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.
— Использование растворов позволило повысить технико-экономические показатели работы долот за счет высокой смазывающей способности и низкого значения коэффициента трения.
— Проведенные 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.
применяемого для вскрытия продуктивного пласта