Поможем в ✍️ написании учебной работы

Имя

Поможем с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой

Выберите тип работыЧасть дипломаДипломная работаКурсовая работаКонтрольная работаРешение задачРефератНаучно - исследовательская работаОтчет по практикеОтветы на билетыТест/экзамен onlineМонографияЭссеДокладКомпьютерный набор текстаКомпьютерный чертежРецензияПереводРепетиторБизнес-планКонспектыПроверка качестваЭкзамен на сайтеАспирантский рефератМагистерская работаНаучная статьяНаучный трудТехническая редакция текстаЧертеж от рукиДиаграммы, таблицыПрезентация к защитеТезисный планРечь к дипломуДоработка заказа клиентаОтзыв на дипломПубликация статьи в ВАКПубликация статьи в ScopusДипломная работа MBAПовышение оригинальностиКопирайтингДругое

Нажимая кнопку "Продолжить", я принимаю политику конфиденциальности

ПРОМЫВКА СКВАЖИН

(часть I Общие вопросы )

 

 

Влияние вида твердой фазы бурового

Раствора на скорость бурения ( по АНИ )

Вид твердой фазы	% снижения механической скорости при увеличении содержания твердой фазы на 1 % ( объемный) в диапазоне от 4 до 12 %
Барит	2,6
Шлам	4,8
Глина	6,7

 

Как видно из таблицы наиболее существенное влияние на снижение механической скорости проходки оказывает глинистая фаза. Это связано с тем, что скорость бурения зависит не только от объемного содержания твердых частиц в растворе, но и от характера распределения их по размерам.

Так при бурении с промывкой раствором, содержащим частицы размером менее 1 мин (коллоидная система), скорость проходки кратно ниже, чем при использовании раствора, содержащего такое же объемное количество твердых частиц, но размером более 1 мкм.

При обработке бентонитового раствора лигносульфонатами содержание частиц менее 1 мкм возрастает с 13 % до 80 %, а при обработке того же раствора акриловыми полимерами количество частиц менее 1 мкм снижается до 6 %.

Эти факты объясняют, почему при одинаковом содержании твердой фазы скорость проходки при бурении с промывкой раствором с диспергированной твердой фазой обычно бывает намного ниже, чем при применении полимерных бентонитовых растворов с недиспергированной твердой фазой.

Поэтому растворы с низким содержанием твердой фазы находят широкое применение для массового бурения.

В США и Канаде при использовании растворов с низким содержанием твердой фазы для бурения около 25 % общей проходки затраты времени на бурение сократились на 25-30 %, а расходы на химическую обработку на 50 %.

В бывшем СССР проходка на растворах с низким содержанием твердой фазы составляла около 50 %. При этом механическая скорость бурения увеличивается на 35-40 %, а проходка на долото на 30-40 %.

Важное значение для выработки технологически обоснованных требований к составу и свойствам бурового раствора, обеспечивающего повышение скоростей бурения, имеет выявление взаимосвязи объемного содержания глинистой фазы в растворе с его технологическими свойствами и показателями бурения.

На рис. 3 приведены данные, иллюстрирующие влияние объемного содержания бентонита в растворе на показатели бурения. Это влияние достаточно удовлетворительно описывается следующим выражением:

V_мех.= V_м×о е^-вС_тв.ф.                                                         ( 11 )

где V_м×о - скорость проходки при бурении на растворе без

            твердой фазы, м/час.

  “в” - константа, учитывающая природу твердой фазы

   С_тв.ф.- содержание твердой фазы, % объемные

 

Рис.3

Влияние содержания твердой фазы в буровых растворах на мех.скорость бурения

В зависимости от состава твердой фазы бурового раствора константа “в” имеет следующие значения:

  бентонит - 0,10

  шлам      - 0,048

  барит      - 0,025

Если скорость проходки при бурении на растворе без твердой фазы принять за 100 %, тогда выражение ( 11 ) примет вид:

 

V_мех.=100 е^-вС_тв.ф.                                                           ( 12 )

 

Наиболее высокий темп изменения показателей бурения происходит при возрастании концентрации бентонита до 2 % ( объемных).

 

 

Свойства глинистых буровых растворов с облегчающими

Добавками АСПМ

№№	Состав раствора, %				Свойства раствора
пп	Бен- тонит	КМЦ	УЩР	АСПМ	r, г/см3	УВ, с	СНС1/10 дПа	Ф, см3	рН	hпл., мПас	t0, дПа
1	10	0,3	-	-	1080	28	15/36	3,0	8,6	9	36
2	10	0,3	-	20	960	150	45/71	2,5	8,6	41	99
3	10	0,3	1,0	42	910	57	69/93	2,1	9,2	44	76
4	7	0,3	-	-	1050	26	14/33	3,2	8,5	6	27
5	7	0,3	-	20	930	86	31/61	2,8	8,5	33	102
6	7	0,3	1,0	42	880	52	27/45	2,5	9,4	48	111
7	3	0,3	-	-	1020	21	1,5/3	7,2	8,8	5,0	21
8	3	0,3	-	20	900	78	15/33	3,7	8,8	27	81
9	3	0,3	-	42	860	180	18/42	3,5	8,7	39	78
10	3	0,3	-	50	860	225	24/66	3,5	8,6	46	118
11	3	0,3	0,5	50	806	172	3/12	3.4	8,9	24	38
12	3	0.3	1.0	50	870	41	2/18	3,4	9,2	18	36

 

Таблица 4.6.

Состав и свойства соленасыщенного бурового раствора

Состав раствора		Свойства раствора
Наименование компонентов	Кол-во, кг/м3	УВ, с	r, г/см3	СНС, дПа	Ф, см3	рН
Глинопорошок	100
КМЦ	20-30
Окзил СМ	10-30
NaОН	3-5	40-80	1,05-1,2	10-30/20-60	3-5	8-9,5
NaCl
Глитал	20
Na2CO3	3-5
АСПМ	160-250

 

Таблица 4.7.

 

Состав и свойства гелеобразующих смесей с АКОРом

АКОР		Исходный раствор			Время
концентра-ция в воде	количество, об. частей	УВ	рН	Кол-во об.ч.	гелирования, мин.
50	100	80	8,5	60	30
25	100	80	8,5	45	30
20	100	80	8,5	37	30

Изменение продуктивности скважин в зависимости от

Проницаемости коллектора

Месторождение	П л а с т	Средняя проницаемость, мкм2	ОП по данным гидродинамических исследований
1. Губкинский район Надымо-Пуровской области	-	0,001-0,02	0,25-0,45
2. Вахское	Ю1	0,0072	0,47
3. Ван- Еганское	ЮВ1	0,077	0,56
4. Талинское	ЮК10, ЮК11	0,085	0,58
5. Северное	Б7	0,235	0,74

 

Однако, несмотря на это, проблеме заканчивания скважин (особенно газо­вых) не уделяется должного внимания со стороны инженерно-технических работников отрасли. Более того сложилось неправильное мнение, что буровые растворы и технологические жидкости (жидкости перфорации, глушения, консервации) оказывают незначительное влияние на газопроницаемость коллекторов.

Имеющийся фактический материал показывает, что хотя вязкость газа на 2,5 порядка меньше вязкости нефти, тем не менее проницаемость коллектора (К = 0,43 мкм²) по газу с содержанием конденсата 230 см³/м³ в зоне обводнения его жид­костью глушения (раствор СаС1₂) снижается на 70 - 80 % (скв. № 238 Средне-Тингского ГКМ), а продуктивность скважины после 10-15 суточного воздействия раствора СаСl₂ снижается на 60 - 65 %.

Поэтому совершенствование техники и технологии заканчивания газовых и газоконденсатных скважин с целью обеспечения их длительной , надежной и высокопродуктивной работы приобретает особую значимость и актуальность.

Существующая теория и практика заканчивания скважин не позволяет объяснить причины снижения продуктивности скважин, называя суммарный эффект от этих причин "скин-эффектом".

Понятие "скин-эффекта", введенное в 1949 году Ван Эвердингеном и Хере-том, трактовалось как причина возникновения дополнительных фильтрационных сопротивлений. С тех пор эта причина в части влияния технологических жидкостей так и осталась неизученной. Установлены лишь полуаналитические зависимости (Каракас, Тарик, Щуров, Кардвелл), учитывающие влияние следующих основных геометрических факторов: плотности перфорации, глубины перфорационных каналов, фазового расположения перфорационных каналов (фазировка ), а также коэффициента анизотропии проницаемости пласта (К₀) - отношение проницаемости пласта в вертикальном и горизонтальном направлениях и характеризующих гидродинамическое несовершенство скважин.

Гидродинамическое несовершенство скважины призвано отражать влияние сопротивлений движению жидкости в связи с изменением линии токов при неполном вскрытии пласта бурением и перфорацией, а также в скважинном фильтре.

"Скин-эффект" по замыслу Ван-Эвердингена и Херста должен был отра­жать наличие сопротивлений в призабойной зоне пласта геометрически совершен­ной скважины, появившихся в связи с изменением естественной проницаемости пласта во время вскрытия его бурением и перфорацией.

  Основной причиной низких значений коэффициента   гидродинамического совершенства скважин (ОП) является несоответствие состава и свойств рабочих жидкостей (буровых растворов и жидкостей перфорации) и режимов проведения различных технологических операций в скважине геолого-физическим условиям продуктивного пласта и состоянию ПЗП. Это обусловливает значительные глуби­ны проникновения жидкостей в пласт и приводит к развитию загрязняющих фак­торов, основными из которых являются :

- блокирование поровых каналов твердыми частицами буровых растворов;

- блокирование поровых каналов набухающими минералами матрицы про­дуктивного пласта;

- блокирование поровых каналов тонкодисперсными частицами грануляр­ной основы пласта, вследствие растворения его матрицы;

- блокирование поровых каналов нерастворимыми осадками взаимодей­ствия фильтратов бурового или иного скважинного раствора с пластовым флюидом;

- блокирование поровых каналов эмульсией (пеной) фильтрат - углеводороды;

- водное блокирование;

- изменение характера смачиваемости поровых каналов (таб-   лица 5.2.).

Таблица 5.2.

И их инженерное решение

Потенциальные проблемы нарушения продуктивности пластов	Главные факторы	Инженерные решения
Миграция тонких частиц	* Скорость фильтрации	# Нормирование скорости фильтрации
	* Проницаемость породы   * Перепад давления	# Добавка кольматанта с d=1/3 d пор # Минимальный перепад, перфорация на депрессии
Диспергирование и набухание глинистых минералов и мусковита	*Ингибирующие свойства раствора	# Нормирование скорости увлажнения вводом ингибиторов
Выпадение осадков вследствие смены термодинамических условий и	* Железо (Fe-кальцит, хлорит)	# Регулирование рН, комплексоны, связыватели
несовместимости рабочих и пластовых жидкостей	*СаСО3, СаSO4   *Флюориты	кислорода #Комплексоны, безсульфатные системы #Исключение использования НF
Изменения смачиваемости пород	* За счет ПАВ * За счет полимеров	#Нормирование нефтесмачивающих свойств
Водно-эмульсионное блокирование	* Эмульгирование	#Деэмульгирование ПАВ
Механические причины	* Закупорка окалиной * Герметизирующей смазкой * Грязью	#Культура работы

 

Технология вскрытия

 

* Растворы с нормируемой: V_а, П₀, s, q, r, рН, имеющий в составе комплексоны на Са⁺⁺ и Fe⁺⁺⁺, и при высокопроницаемом коллекторе - кольматант с d=1/3 d пор.

* Вскрытие на минимальной репрессии

* Перфорация на рассоле с нормируемой добавкой ПАВ или депрессией на пласт.

Статистическая природа показателя продуктивности пласта, связанная с двумя объективными причинами : неоднозначностью объекта и неточностью из­мерений и интерпретации данных ГДИ, делает экспериментальные методы оценки эффективности мероприятий по обеспечению, качества вскрытия продуктивных пластов ограниченными и малонадежными.

Это обусловливает необходимость развития аналитических методов оценки, отличающихся большей оперативностью и возможностью учета варьирования более широкого числа факторов.

Механизм перемещения флюидов в пласте во многом определяется молеку-лярно-поверхностными явлениями, происходящими на границе раздела фаз. При этом характеристика смачиваемости играет решающую роль в предопределении гидродинамической подвижности углеводородов.

Физико-химический подход позволяет связать коэффициент переноса со структурными особенностями пористых тел, физическими свойствами жидкостей и силами их взаимодействия с поверхностью пор. Это создает возможность теорети­ческого расчета коэффициента восстановления проницаемости (b), как на стадии первичного, так и вторичного вскрытия.

Аналитические исследования показали, что степень повреждаемости пласта, характеризуемая коэффициентом b, зависит от петрофизических характеристик пласта (пористости, проницаемости, глинистости) и физико-химических свойств фильтрата или жидкости перфорации - величины межфазного натяжения (s) краевого угла смачивания (q°) ( рис. 1), уровня ингибирующего действия (П_о) (рис.2), структурно-механических свойств (t_o), а также от величины депрессии (DР) при освоении скважины.

Аналогичные закономерности характерны и для проницаемости по газу (рис. 3).

Конечная же продуктивность скважины, характеризуемая ОП, зависит от степени повреждаемости пласта (b) и величины зоны поражения (r_ф), которая в свою очередь зависит от времени контакта пласта с буровым раствором (Т) (рис.4) величины репрессии на пласт (DР) при вскрытии и величины забойной фильтра­ции (Фвтвд) (рис. 5).

Таким образом объективным критерием качества вскрытия продуктивного пласта является величина ОП (отношение продуктивностей приствольной и удаленной зоны пласта), а интегральным критерием качества бурового раствора для вскрытия продуктивного пласта - коэффициент восстановления проницаемости - b.

 

       

Рис.1

Влияние s и q на коэффициент восстановления проницаемости различных коллекторов

 

Рис.2

Влияние проницаемости и глинистости коллектора, увлажняющей способности фильтрата раствора на коэффициент восстановления проницаемости пласта

 

 

	1 – раствор, обработанный 0,3 % КМЦ, s = 44 мН/м; 2 - раствор № 1 + 0,5 % ПКД, s = 10 мН/м.
Рис.3	Зависимость коэффициента восстановления проницаемости (b) по газу от величины депрессии на пласт (DР) и межфазного натяжения (s). (Керн Штокманского месторождения, проницаемость – 55,4 мД)

 

 

Рис.4

Зависимость ОП от коэффициента восстановления проницаемости и времени воздействия раствора на пласт

 

Рис.5

Влияние величины фильтрации бурового раствора с различным значением коэффициента восстановления проницаемости на величину ОП

 

Нами установлена функциональная связь коэффициента b с петрофизическими свойствами коллектора и физико-химическими и технологическими свойствами бурового раствора. Это позволило, с одной стороны, с достаточной степенью точности аналитически определять b и ОП (табл.5. 3 и 5. 4), а также выявить показатели , влияющие на достижение требуемых критериев, исследовать и уста­новить количественные значения управляющих факторов для качественного вскрытия продуктивных пластов (табл. 5. 5).

В результате аналитического исследования влияния различных факторов на проницаемость коллекторов установлено, что предотвратить или существенно уменьшить влияние загрязняющих факторов позволяют следующие мероприятия :

1) Ограничение проникновения фильтрата и твердых частиц в пласт за счет:

- обработки растворов полимерами, повышающими вязкость фильтрата;

- сокращения времени контакта жидкости с пластом;

- снижения перепада давления в системе скважина - пласт.

2) Добавка солей калия или аммония для предупреждения набухания и дисперги-рования глин;

3) Обработка раствора ПАВ, регулирующими нефтесмачивающую и эмульги-рующую способность фильтрата;

4) Обработка раствора с целью исключения осадкообразования при взаимо­действии раствора с пластовыми породами и флюидами.

С учетом этого возможны два принципиальных направления в технологии вскрытия продуктивных пластов:

1) Технология, исключающая проникновение компонентов бурового раствора (фильтрата и твердой фазы) в пласт.

Она основана на использовании нефильтрующихся буровых растворов без твердой фазы или с поверхностно-кольматирующей водо- или кислоторастворимой твер­дой фазой и бурении на равновесии или при минимальных репрессиях.

Такое направление в настоящие время широко используется зарубежными фирмами. Используются буровые растворы на основе полисахаридов, без твердой фазы с высоковязким и тиксотропным фильтратом, практически не фильтрую­щимся в пласт при репрессии до 2 МПа (табл.5. 6).

1. Коэффициент восстановления проницаемости пласта (В):

(формула Пенькова А.И. НПО "Бурение")

       ( 1 )

 

где A,a,b - коэффициенты

s - межфазное натяжение на границе фильтр-нефть, мН/м

q - краевой угол смачивания, градусы

  R_ф, r_с - радиус зоны проникновения фильтрата в пласт и скважины, м

  r_эф - эффективный гидродинамический радиус перовых каналов пласта,мкм

D Р - депрессия, Мпа

t₀ - динамическое напряжение сдвига, дПа

  К - проницаемость пласта, мкм²

П.КоэФФициент гидродинамического совершенства скважин (ОП):

                 ( 2 )

где b - коэффициент восстановления проницаемости, доли

r_k, R_ф, r_с - радиусы контура питания,зоны проникновения фильтрата в пласт и скважины, м

Таблица 5.3.

Результаты определения b рассчетным и экспериментальным методами

Месторождение	Характеристика пласта		b,%
	Пронииае-мость,мкм2	Пористость, доли	Экспери­мент по керну	Рассчетиый
1. Уренгойское ГКМ  (пласт БУ-14)	0,0168	0,18	33-40	31-40
2. -”-	0,0178	0,18	56-74	69-76
3. Сургутнефтегаз (Рускинская пл.скв-N 1513 куст 45 бис пласт Ю1)	0,024	0,17	54	53
4. -"-	-”-	-”-	75	78
5. АНК Башнефть, Менеузовская площадь	0,115	0,215	52	51
6. -"-	1,120	0,22	59	63

Таблица 5.4.

Результаты определения ОП рассчетным методом и по данным ГДИ

Месторождение	N СКВ.	Характеристика пласта		on
		К, мкм2	Глииис-тость,доли	Рассчетный	По данным ГДИ
1. Приразломное	N1	0,0554		0,41	0,43
2. -"-	N3	-”-		0,82	0.83
3. Лянторское	N2 куст 410			0,75	0,79
4. Покамасовское	N887 куст 4	0,017-0,030	0,12-0,16	0,46-0,68	0,4-0,44
5. -"-	N888 куст 4	-”-	-”-	0,46-0,68	0,6-0,75

Таблица 5.5.

Количественное значение управляемых факторов для обеспечения качественного вскрытия продуктивных пластов

 

Управляемые факторы	Единица измерения	Количественное значение
1. Время воздействия бурового раствора на пласт ( Т )	сут.	£ 5
2. Величина забойной фильтрации ( Ф )	см3	£10
3. Величина межфазного натяжения фильтрата на границе с нефтью ( s )	мН/м	£10
4. Краевой угол смачивания ( О )	град.	³100
5. Ингибирующие свойства бурового раствора (П0)	см/ч	£4
6. Фильтрат бурововго раствора не должен давать осадки солей или полимеров при взаимодействии с пластовыми породами и водами	-	-

 

Для реализации этой технологии необходимы специальные материалы - по­лимерные структурообразователи и загустители биополимеры, полианионная целлюлоза различной вязкости), а также оборудование для бурения на равновесии или при минимальной репрессии.

2) Технология, основанная на придании буровому раствору и его фильтрату таких свойств, которые бы не поражали продуктивный пласт и обеспечивали легкое и полное удаление проникшего фильтрата из пласта и восстановление его первона­чальной проницаемости.

В этом случае фильтрат бурового раствора должен обладать сильным ин-гибирующим действием, чтобы исключить гидротацию и диспергирование глинис­тых пород, обеспечить хорошую нефтесмачиваемость пород коллектора, иметь низкое межфазное натяжение на границе с гидрофобной фазой и не образовывать осадки при контакте с пластовыми водами и породами.

Как известно большинство нефтесодержащих пород являются гидрофиль­ными и способны адсорбировать воду, отфильтровавшуюся в продуктивный пласт при применении бурового раствора на водной основе. В результате снижается фа­зовая проницаемость по углеводородам и блокируется их поступление в скважину.

Характер смачиваемости пород коллектора можно изменить путем воздей­ствия бурового раствора с гидрофобизирующими добавками (на стадии первично­го вскрытия), либо композициями, обладающими гидрофобизирующими свойствами (на стадии вторичного вскрытия).

В качестве регулятора межфазного натяжения и нефтесмачивающих свойств целесообразно использовать поверхностно-активные вещества (ПАВ). Адсорбируясь на поверхности поровых каналов, ПАВ гидрофобизируют ее, изменяя харак­тер смачиваемости поровых каналов, а концентрируясь на границе раздела фаз, снижают поверхностное натяжение.

В этом случае капиллярные силы, развивающиеся на границе раздела фаз, будут направлены б сторону скважины, что способствует более полному удалению фильтрата бурового раствора из призабойной зоны при вызове притока.

Для исключения осадкообразования при взаимодействии с пластовыми гли­нами и водой следует использовать комплексообразующие реагенты.

В связи с приданием незагрязняющих свойств фильтрату раствора, требова­ния к ограничению фильтрации хотя и сохраняются, но они становятся менее жесткими, чем в случае использования нефильтрующихся растворов.

Однако необходимость ограничения фильтрации раствора требует все же использования полимерных реагентов и предпочтение следует в этом случае отда­вать реагентам полисахаридной природы, обладающих устойчивостью в широком диапазоне рН и минерализации. Из данных, приведенных в таблице 5.7. видно, что только смена акриловых полимеров на полисахаридные (КМЦ или КМК), увели­чивают коэффициент восстановления проницаемости на 15-35 %, а использование в дополнение к этому ПАВ ПКД-515 повышает коэффициент восстановления про­ницаемости на 25-45 %.

Таблица 5.7.

N пп	Состав раствора, '/•	Проницаемость (по воздуху), мкм2	Коэффициент восстановления проницаемости, %
1.	Бентонит + 0,07 ДК-Дрилл-1А+ 0,35 Sypan	0,022	34,7
2.	Бентонит + 0,35 Гивпан	0,020	48,0
3.	Бентонит + 0,01 Poly-KemD + 0,03 Кеm-Рас	0,017	47,0
4.	Бентонит + 0,4 Sypan + 0,1 Sydrill + 0,45 Эмультал	0,023	37.3
5.	Бентонит + 0,35 КМЦ ТОРОС-2	0,022	64,0
6.   7.	Бентонит + 0,35 КМЦ + 0,45 Эмультал   Бентонит + 0,35 КМЦ ТОРОС-2 + 1,5ПКД-515	0,023   0,027	65,4   72,0
8.	Бентонит + 0,35 КМК
	(карбоксиметилированный крахмал	0,018	74,0
9.	Бентонит + 0,35 КМК + 1,5 ПКД-515	0,012	81,3

 

 

Для отечественной промышленности, учитывая её обеспеченность материа­лами, оборудованием и сложившуюся технологию реальным в настоящее время является второе направление.

Для его реализации в ОАО " НПО Бурение" разработаны и апробированы :

- новые эффективные материалы для буровых растворов, не загрязняющих продуктивные пласты

1) ПАВ комплексного действия ПКД-515 (ТУ 39-05765670-011-211-95) представляющий собой гармонично сочетающуюся композицию ПАВ, снижаю­щий негативное влияние буровых растворов и других технологических жидкостей на нефтепроницаемость продуктивных пластов;

2) Новая экологически безопасная, водо-кислоторастворимая, индиффе­рентная к любым солям полимерная основа (ПС) для растворов и жидкостей глу­шения скважин на основе рассолов солей (ТУ 6-55-221-1399-95);

3)  Карбоксиметилированный крахмал (КМК) - понизитель фильтрации пресных и минерализованных растворов. Экологически безопасен, не содержит токсичных веществ и подвержен умеренному биологическому разложению. 100 %-ная деградация КМК под воздействием растворов кислот делает выгодным его использование в “незагрязняющих” растворах для вскрытия продуктивных плас­тов и спецжидкостях:

- на основе новых материалов (ПС, КМК,ПКД-515), комплексонов, ингиби­торов гидратации и набухания глин и новых критериев оценки качества системы буровых растворов, незагрязняющих продуктивные пласты (таблица 5.8).

Таблица 5.8.

Месторождения

	Скважины ( куст № 2 )
Показатели	База		Опытная
	№ 31	№ 25	№ 15
1. Мощность пласта АВ-10-11,м	4,0	2,6	3,0
2. Время до начала освоения, сут.	22,0	10,0	8,0
3. освоение	смена на вводу- смена на нефть-запуск
4. Штуцер, мм	5,0	6,0	6,0
5. Дебит, т/сут.	25,4	26,2	51,7
6. Удельный дебит,т/сут.ммм2	0,32	0,36	0,61
7. Обработка раствора	неонол-2,5 м3 КМЦ-0,6 т	неонол-2,5 м3 КМЦ-0,5 т	ПКД-515-1,5 м3 КМЦ-0,5 т Фосфонат Са-0,1т
8. Свойства раствора	r=1,04-1,05 г/см3 Ф=5 см3	r=1,05-1,06 г/см3 Ф=5,5 см3	r=1,04-1,05 г/см3 Ф=5,5 см3 s=23 мН/м q=82 град.

 

 

Таблица 5.11.

Эффективность использования технологии вскрытия продуктивных пластов

Регион	Площадь	Скважина	Коэффициент повышения продуктивности скв.(увеличение уд-дебита)
1	2	3	4
1.Шельф Печерского моря	Приразломная	N3	1,92
2.Остров Колгуев	Песчаноозерская	N311	2,00
3.Западная Сибирь	Харампурская	163 куст б9а	1,73

 

Продолжение таблицы 5.11

1	2	3	4
4.Западная Сибирь	Ю-Харампурская	789 куст 10	2,00
5.Западная Сибирь	Северо-Тарасовская	15 куст 2	2,20
6.Западная Сибирь	Восточно-Еловая	64 куст 612	3,20
7. Западная Сибирь	Восточно-Еловая	601 куст 612	2,40
8. Западная Сибирь	Ловинская	8162 куст 207	2,43

 

Таким образом, выбор режимных параметров технологии первичного вскрытия пластов состоит в последовательном определении:

- требуемого уровня ингибирования (По) бурового раствора, исходя из ве­личины горного давления;

- требуемой величины фильтрации (Ф₂₀), в том числе в забойных условиях (Фвтвд) для обеспечения нужного значения По;

- установившейся скорости фильтрации бурового раствора по величине его высокотемпературной фильтрации (Фвтвд);

- глубины проникновения фильтрата бурового раствора в продуктивный пласт с учетом его пористости;

эффективного гидродинамического радиуса поровых каналов продук­тивного пласта, исходя из его пористости, проницаемости и глинистости;

- максимально допустимой величины депрессии (DР), исходя из прочности пород коллектора, обсадной колонны и давления насыщения нефти газом;

- градиента давления на границе зоны проникновения фильтрата бурового раствора в продуктивный пласт;

- требуемого коэффициента восстановления проницаемости (b) для дости­жения желаемого значения ОП;

требуемого значения поверхностно-активных (s) и нефтесмачивающих (q) свойств бурового раствора, обеспечивающих достижение необходимой величи­ны коэффициента восстановления проницаемости (b).

Выходными параметрами технологии первичного вскрытия продуктивного пласта являются По, Фвтвд, s,q , DР, Т - время контакта бурового раствора с пластом

Значение ОП можно повысить изменяя поверхностно-активные и нефтесма-чивающие свойства фильтрата, величину фильтрации и уровень ингибирования бурового раствора или применяя технологию, ограничивающую время контакта бурового раствора с пластом.

 

5.2. Выбор режима промывки при вскрытии продуктивных

  пластов

Величина репрессии, создаваемой на пласт, резко изменяется в процессе технологических операций, проводимых в скважине. Регулирование репрессии на пласт можно осуществлять как правильным выбором плотности и реологических свойств бурового раствора, так и интенсивностью проведения технологических операций в скважине (производительностью буровых насосов, скоростью СПО и т. д. ).

Плотность бурового раствора следует выбирать исходя из условий превышения гидростатического давления в скважине над пластовым (поровым) давлением в соответствии с “Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности” и рассчитывается по формуле:

r=1000К_а( 1+ К_б)                                               ( 3 )

где r - плотность бурового раствора, кг/м³

К_а - коэффициент аномальности пластового давления

К_б - коэффициент безопасности

               0,1 при Н < 1200 м

К_б=   0,05 при 1200 < Н< 2500 м  

               0,04 при Н > 2500 м

Репрессия, создаваемая на пласт в процессе бурения или промывки скважины определяется по формуле:

 

                                      ( 4 )

где L - длина компоновки труб, м

Скорость спуска колонны (V_сп.) должна быть максимально возможной для данной компоновки труб и применяемого наземного оборудования, но не допускающей возникновения дополнительных гидродинамических давлений в скважине больше, чем при промывке скважины, т. е. DР_сп. £ DР_пл.

Она определяется по формуле:

                ( 5 )

где “а” и “в” коэффициенты, определяемые по таблице 5.12.

 

Таблица 5.12.

 

Дт/Дс	0,30	0,40	0,50	0,55	0,60	0,65	0,70	0,75	0,80
а	1,24	2,25	4,28	6.16	9,13	14,17	23,30	41,65	83,97
в	1,83	2,17	2,61	2,91	3,27	3,74	4,37	5,25	6,56

Величину гидродинамических давлений, возникающих в скважине при спуске труб следует определять по формуле:

 

                              ( 6 )

К числу дополнительных мероприятий, которые рекомендуется применять с целью уменьшения гидродинамических давлений в скважине при вскрытии, следует отнести:

- выбор компоновки бурильного инструмента и колонны, обеспечивающий максимально возможную площадь кольцевого сечения скважины;

- регулирование структурно-механических свойств бурового раствора путем уменьшения величин t₀ и h_пл.;

- расхаживание и вращение бурильной колонны перед пуском бурового насоса;

- плавное восстановление циркуляции бурового раствора в скважине;

- проведение промежуточных промывок при спуске инструмента;

- бурение роторным способом.

-

5.3.Новые системы полимерных буровых растворов для бурения и заканчивания скважин, в том числе горизонтальных

На современном этапе развития нефтегазодобывающей отрасли первостепенное значение приобретают задачи:

- снижение удельных капитальных вложений на создание нефтегазодобывающих мощностей;

- повышение продуктивности скважин.

Это потребовало реализации новой технической политики в области строительства скважин.

Важнейшими направлениями этой технической политики являются:

- обеспечение качественного вскрытия продуктивных пластов и повышение продуктивности скважин;

- широкое внедрение горизонтального бурения;

- охрана окружающей среды при освоении новых месторождений в экологически уязвимых районах.

Эти задачи выдвигают свои требования к буровым растворам.

1. Обеспечение качественного вскрытия продуктивных пластов обусловливает необходимость использования специальных растворов, обладающих:

- ограниченной скоростью фильтрации;

- сильным ингибирующим действием;

- способностью обеспечивать хорошую нефтесмачиваемость пород коллектора;

- низким межфазным натяжением на границе с углеводородами;

- свойствами, исключающими образование водо и кислотонерастворимых осадков при взаимодействии фильтрата с пластовыми жидкостями и породами или вследствие изменения термодинамических условий.

2. Качественное и эффективное строительство ГС также обуславливает необходимость использования специальных растворов, обеспечивающих:

- высокую выносящую ( или транспортирующую) способность;

- высокую удерживающую способность;

- длительную устойчивость горных пород;

- исключение прихватов и создание необходимой нагрузки на долото;

- сохранение потенциальных добывных возможностей продуктивного пласта без вторичного вскрытия.

Несмотря на то. что стоимость бурового раствора составляет около 8 %, а в Западной Сибири 1,5-2 % общей стоимости строительства скважины, он может существенно повлиять на общее время бурения, стоимость скважины и ее продуктивность.

Вследствие этого основой снижения издержек на строительство скважин за счет правильного выбора бурового раствора является, в основном, не применение компонентов низкой стоимости, а применение таких растворов, которые бы обеспечили безаварийную, быструю и качественную проводку ствола и последующую эксплуатацию скважин с высокой продуктивностью.

Вследствие заинтересованности многих предприятий в хорошем качестве заканчивания скважин, а также больших объемах бурения горизонтальных скважин и вторых стволов из ранее пробуренных, наибольшими перспективами обладают два вида растворов: полигликолевые и биополимерные, а также для сложных условий РНСО.

Полигликолевые растворы - одно из приоритетных направлений в развитии буровых растворов. Основными преимуществами данной системы являются:

- смачивание металлических поверхностей гидрофобным покрытием, что предотвращает налипание разбуриваемой породы на долото и ускоряет проходку;

- обеспечение стабильности ствола скважины - предотвращает набухание и разрушение глин и глинистых сланцев;

- уменьшение крутящего момента и аксиального трения;

- сохранение продуктивных пластов- изучение кернов показывает 95-100 % восстановление проницаемости;

- безопасность применения для окружающей среды.

Применение этой системы раствора обеспечивает (см. табл.5.13. ):

· Рост механической скорости бурения в 1,5 раза;

· Сокращение времени бурения горизонтальных скважин в 2-2,5 раза;

· Снижение стоимости 1 м проходки в 1,3 раза;

· 2-х кратное повышение межремонтного периода работы винтовых двигателей;

· Увеличение удельного дебита скважины в 2 раза

Таблица 5.13.

 

Свойства раствора ППГР

- плотность (r), г/см³         - 1,05-1,34

- условная вязкость (УВ), с - 25-50

- СНС_1/10, дПа                     - 20/70-60/80

- пластическая вязкость

h_пл.), мПас                         - 25-50

- динамическое напряжение

сдвига ( t₀), дПа                - 100-300

- фильтрация (Ф), см³         - 2-5

- увлажняющая способность

(П₀), см/час.                        - 1-2

- межфазное натяжение на границе

с углеводородной жидкостью

(s), мН/м                            - 6-10

- краевой угол смачивания,⁰ - 130-135

Биополимерные растворы, растворы также обладающие специфическими реологическими и структурно-механическими свойствами, наиболее подходят для проводки горизонтальных скважин и бурения вторых стволов. Как растворы без коллоидной твердой фазы, они обеспечивают высокую скорость бурения, качественную очистку ствола скважины и минимальное загрязнение продуктивных пластов. Поэтому эти растворы являются основными для бурения ГС и качественного вскрытия продуктивных пластов за рубежом ( табл. 5.15.).

Однако область применения безглинистых биополимерных растворов, механизм предотвращения загрязнения продуктивного пласта которых основан на ограничении глубины их проникновения в пласт за счет механизма повышения вязкости при низких скоростях сдвига, имеет существенные ограничения, как со стороны геологических, так и технологических факторов.

Исследование закономерностей процессов фильтрации раствора в пористую среду в зависимости от таких факторов, как проницаемость среды, перепада давления и структурно-механических свойств раствора показали, что с увеличением перепада давления глубины проникновения возрастает.

Значение перепада давления, при котором еще сохраняется приемлемая глубина проникновения раствора для коллекторов с проницаемостью до 0,5 мкм², составляет 2-5 МПа.

В этом случае коэффициент восстановления проницаемости (b) обеспечивается на уровне 92-95 %.

Глубина проникновения раствора в пласт оказывает негативное влияние на коэффициент восстановления проницаемости наиболее сильно этому влиянию подвержены низкопроницаемые коллектора 0,005-0,1 мкм². При прочих равных условиях для них такое же ухудшение проницаемости, как и для коллектора с проницаемостью n=0,5 мкм², имеет место в два раза меньшей глубине проникновения раствора в пласт.

Важное влияние на коэффициент восстановления проницаемости пласта оказывает величина динамического напряжения сдвига (t₀). Для коллекторов с проницаемостью 0,01 мкм² и репрессиях от 2 до 10 МПа значение t₀, обеспечивающее глубину проникновения раствора, при которой сохраняется высокое значение коэффициента восстановления проницаемости   ( b=95-98 %), составляет 200-300 дПа.

При репрессии 10 МПа для пластов с проницаемостью 0,005- 0,5 мкм² значение t₀ раствора, обеспечивающее достижение высокой величины коэффициента восстановления проницаемости ( на уровне 95 % ), должно быть более 600 дПа.

С другой стороны введение ингибиторов ( например КСl ) для подавления набухания глинистых фрагментов коллектора и забойная температура сильно в (2,5 раза) снижают t₀ и, следовательно, увеличивают глубину проникновения раствора в пласт, снижая коэффициент восстановления проницаемости.

Повышение вязкости имеет как положительные, так и отрицательные стороны. Положительным моментом является ограничение проникновения фильтрата с повышенной вязкостью в пласт и, следовательно, уменьшение зоны поражения пласта.

Однако повышение вязкости фильтрата при прочих равных условиях снижает коэффициент восстановления проницаемости.

Расчеты показывают, что повышение вязкости и то ограничение величины зоны поражения, которое при этом достигается, не всегда компенсирует величину негативного влияния вязкости на снижение коэффициента восстановления проницаемости.

Опыт применения и проведения исследования показали, что во многих случаях для достижения высокого качества вскрытия безглинистый раствор на основе биополимера нуждается в существенном улучшении своих свойств, таких, как кольматирующих, ингибирующих и нефтесмачивающих.

 Сам по себе тип раствора еще не гарантирует качественного первичного вскрытия пласта, так как оно зависит как от петрофизических свойств коллектора (глинистости, пористости, проницаемости и пластовой температуры), так и от уровня значений традиционных и нетрадиционных показателей свойств раствора в забойных условиях ( фильтрация, вязкость, межфазное натяжение, нефтесмачиваемость, ингибирующая способность) и технологических факторов ( уровня репрессии и депрессии, времени контакта раствора с пластом).

Учесть все эти факторы и их суммарное влияние на качество вскрытия пласта, обеспечить оптимальное значение управляемых факторов возможно только при использовании разработанных в НПО “Бурение” комплексной технологии заканчивания скважин и компьютерной программы по оценке существующего и ожидаемого качества вскрытия пластов и нормированию свойств буровых растворов и спецжидкостей для первичного и вторичного вскрытия продуктивных пластов.

Оценка аналитическими методами и по данным гидродинамических исследований скважин показывает, что только использование комплексной технологии заканчивания скважин и растворов с нормированной скоростью увлажнения, межфазным натяжением, нефтесмачивающими свойствами и фильтратом, исключающим образование осадков при взаимодействии с породой, пластовыми флюидами и фильтратом цементного раствора, позволит существенно повысить качество вскрытия продуктивных пластов (см. табл.5.16.)

Таблица 5.16.

 

СМ. ПРИЛОЖЕНИЕ (РД –39-

 

ПРОБЛЕМЫ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ,

ОБУСЛОВЛЕННЫЕ ГЕОЛОГИЧЕСКИМИ УСЛОВИЯМИ

БУРЕНИЯ

7.1. Высокие забойные температуры и их влияние на свойства

раствора. Методы защиты буровых растворов от действия

высокой температуры.

 

Рост температур, глубин и плотности растворов - все это осложняет проблему сохранения свойств бурового раствора.

По мере того, как температура приближается к 175 ⁰С, сохранить эти свойства становится все труднее. Особые сложности возникают при использовании бурового раствора плотностью выше 2,0 г/см³.

В условиях высоких температур и давлений молекулярные взаимодействия отдельных компонентов буровых растворов могут радикально изменяться, при этом буровые растворы почти полностью утрачивают свои основные свойства.

Так увеличение температуры приводит к коренным изменениям в поведении бентонита. Происходит его флокуляция, следствием чего является постоянное загустевание бурового раствора.

Высокие температуры ограничивают число используемых в этих условиях разжижителей, так как многие из них, в том числе лигносульфонаты, разлагаются при температуре выше 175 ⁰С.

Это затрудняет регулирование вязкости и прочности геля бурового раствора. При более высокой температуре используется хромлигнит ( хромгумат). С хромгуматом растворы могут использоваться до температур 230 ⁰С. Однако это только в пресных системах.

Потеря фильтрата - еще одно свойство бурового раствора, которое необходимо регулировать по мере роста температуры.

С повышением температуры уменьшается вязкость фильтрата и, вследствие флокуляции твердой фазы, ухудшается качество глинистой корки, что способствует ускорению фильтрации.

Устойчивость буровых растворов к воздействию высоких температур определяется, главным образом, термостойкостью защитного реагента. При температуре до 120 ⁰С используются крахмал, ОЭЦ; до 140⁰С - модифицированный крахмал; 150 ⁰С - КМЦ.

При более высоких температурах применяют акриловые полимеры ( М-14, метас, Лакрис-20 и др. ).

Очень немногие из существующих полимеров могут эффективно работать при температуре, приближающейся к 250 ⁰С. Таким образом главная проблема буровых растворов для бурения глубоких высокотемпературных скважин заключается в создании эффективных реагентов для регулирования реологических свойств и контроля фильтрации.

 

7.2. Проблемы и современные требования к растворам для

  бурения хемогенных отложений

 

Бурение скважин в хемогенных отложениях связано с преодолением ряда негативных явлений: отрицательного влияния солей на свойства бурового раствора; образование каверн и сужений в стволе скважины, связанных с растворением и пластическим течением солей, особенно таких высокорастворимых и сильнопластичных, как калийно-магниевые.

Наиболее распространенным способом предупреждения растворения солей являются:

- применение пересыщенных растворов солей ( избыток соли в твердой фазе раствора 5-10 % ) для исключения возможности растворения пластовой соли при высокой температуре;

- применение нерастворяющих сред, в частности растворов на углеводородной основе и растворов модифицированной многоатомными спиртами или полиалкиленгликолями водной фазой

Пластическое течение является функцией горного давления, температуры и времени, поэтому для исключения пластического течения солей необходимо повышение плотности раствора и увеличение скорости проходки в солях.

Трудность прохождения хемогенных отложений часто усугубляется наличием пластов глин, легко диспергирующихся даже в среде насыщенного раствора NaCl, осыпи и обвалы которых приводят к прихватам бурильных труб.

В этом случае требуется применение стабилизированных буровых растворов ( с добавкой Са(ОН)₂).

Еще в большей степени осложняет проводку скважин в хемогенных отложениях высокая забойная температура и наличие солей полиминерального состава.

Все это обусловливает необходимость частой обработки раствора, систематических проработок ствола скважины, т. е. длительных и дорогостоящих непроизводительных работ и часто заканчивается ликвидацией скважин.

В результате исследований по химии и физико- химии полимеров был существенно расширен выпуск синтетических полимеров, что облегчило создание эффективных реагентов- защитных коллоидов.

Это позволило успешно решить проблему проводки скважин в хемогенных отложениях, представленных галитом, при большой мощности солевых толщ и забойных температур до 220-240 ⁰С.

Защита раствора от электролитной и температурной агрессии достигается обработкой его реагентами - крахмалом, КМЦ-500 и 600 и их комбинацией с КССБ и хромлигносульфонатами.

Задача регулирования структурно- механических свойств соленасыщенных растворов решается помимо применения полыгорскита, путем предварительного диспергирования и гидратации глины в пресной воде и стабилизации ее защитными реагентами, а также усиления структурообразования эмульгированием нефти, добавками СМАДа и гуматов.

Кроме того применяются растворы на основе гидрогелей солей и, в частности, гидрогеля магния, получаемых путем регулируемой конденсацией.

Перспективы нефтегазоносности многих районов связаны с глубинами 5-6 тыс. метров. Значительная часть перспективных горизонтов приурочена к подсолевым отложениям.

В РФ на подсолевые отложения ведется бурение на Кубани, Ставрополье, Пермской, Саратовской, Волгоградской, Оренбургской области и Прикаспийской впадине.

Большая часть разведанных месторождений Восточной Сибири также приурочена к подсолевым отложениям.

Поэтому актуальной является защита буровых растворов от агрессии электролитов полиминерального состава при температуре 220-240 ⁰С.

Защита раствора от полиминеральной агрессии необходима не только при разбуривании солевых толщ, но также при использовании жестких высокоминерализованных вод для приготовления растворов в безводных районах.

 

Показатели свойств РНСО

Показатели  свойств	РНСО	Фирма М-1 Drilling Fluids
1. Плотность, г/см3	0,9-1,65	1,64
2. Вязкость пластическая, мПас	20-50	42-65
3. Динамическое напряжение сдвига, дПа	25-200	100-120
4. Прочность геля (СНС1/10), дПа
- через 1 мин.	3-30	55-60
- через 10 мин.	6-90	105-210
5. Электростабильность, В	более 250	700-1100
6. Фильтрация, см3/30 мин.	0,5-3,5	3,0-3,6
7. Соотношение фаз ( У:В), %	60/40-90/10	86/14-94/7
8. Коэффициент трения по АНИ	0,035-0,075	0,05-0,075
9. Термостойкость, 0С, не менее	140	140
10. Биоразлагаемость, %	более 60	71-82,5

 

Компонентный состав и стоимость 1 м³ РНСО

( r =1,18 г/см³) ( в сравнении с аналогичной системой

Карбонатные утяжелители

Мергель - осадочная горная порода, состоящая из кальцита (40- 60 %) и глинистого материала. Плотность его 2,65 г/см³, применяется он ограниченно.

Известняк - осадочная порода, состоящая главным образом из кальцита и кремнезема. Плотность его 2,7 г/см³.

Доломит Са, Mg(CO₃)₂ - минерал. Плотность его 2,8-2,9 г/см³, твердость по шкале Мооса 3,5-4, применяется ограниченно для повышения плотности раствора.

Сидерит (карбонат железа) FeCO₃ - минерал. Плотность его 3,8-3,9 г/см³, твердость по шкале Мооса 3,5-4.

Поскольку карбонаты растворимы в кислой среде, карбонатные утяжелители рекомендуются для повышения плотности раствора при вскрытии продуктивных пластов. Это дает возможность с помощью кислотных обработок частично устранять вредное влияние кольматации продуктивного пласта твердой фазой бурового раствора.

 

Баритовые утяжелители

Барит ВаSO₄-  сульфат бария- минерал белого цвета, в чистом виде ( без примесей) имеющий плотность 4,48 г/см³ и твердость по шкале Мооса 3-3,5. В природе в зависимости от количества и характера содержащихся в нем примесей (Sr, Pb,Ra, Fe₂O₃) минерал бывает серого, красного и желтого цветов и имеет плотность 4,3-4,7 г/см³. Барит-наиболее широко используемый утяжелитель для буровых растворов всех типов.

Качество утяжелителей на основе флотационных баритовых концентратов ниже, чем чистого жильного барита или барита, получаемого при гравитационном обогащении чисто баритовых руд. Это связано с тем, что флотационные баритовые концентраты содержат вредные примеси флотореагентов, ухудшающие его смачивание в буровом растворе и вызывающие вспенивание. Высок также в них уровень содержания водорастворимых солей, тонкодисперсных и глинистых фракций. К трудностям использования утяжелителей на основе флотационных баритовых концентратов относится сравнительно легкая гидрофобизация их поверхности анионоактивными ПАВ. Гидрофобизацию барита вызывают сульфонол, используемый для снижения поверхностного натяжения фильтрата растворов и эмульгирования нефти, смазочные добавки на нефтяной основе, пеногасители типа касторового соапстока и другие вещества.

Гидрофобизация утяжелителя обусловливает его нефтесмачиваемость, что приводит к образованию крупных флокул из смоченных нефтью частиц барита и к катастрофическому выпадению утяжелителя из раствора. Наиболее часто интенсивная флокуляция баритовых утяжелителей наблюдается в нефтеэмульсионных растворах, содержащих ПАВ и обработанных лигносульфотами. Нефтесмачиваемость баритовых утяжелителей и, как следствие, их флокуляции зависят от физико-химических свойств нефти, вводимой в буровой раствор. Для уменьшения флокуляции следует применять легкие нефти вязкостью не более 15×10^-4 спз. Это необходимо учитывать и при установке нефтяных ванн в случае прихватов бурильной колонны.

Без больших затрат времени и средств стабильность сфлокулированных нефтеэмульсионных растворов, содержащих анионоактивные ПАВ, можно восстановить комбинированной обработкой раствора гидрофилизирующими реагентами: УЩР, акриловыми полимерами  ( гипан, М-14, метас), КМЦ совместно с дизельным топливом. Для предотвращения нефтесмачиваемости, а следовательно, и флокуляции флотационных баритовых утяжелителей нефтеэмульсионные растворы с анионоактивными ПАВ необходимо перед вводом нефти и ПАВ обработать реагентами, обладающими эффективными гидрофилизирующими свойствами ( УЩР, гипан, М-14, метас, КМЦ, а также полифосфаты - гексаметафосфат, триполифосфат и др.).

Для повышения качества баритового утяжелителя, ослабления или нейтрализации вредного влияния различных примесей флотационные баритовые концентраты при помоле или перед сушкой обрабатывают водными растворами обезвоженных фосфатов- кислого пирофосфата или триполифосфата. Это позволяет гидрофилизировать поверхность частиц барита, нейтрализовать загущающее действие тонкодисперсных фракций утяжелителя и глинистых частиц, связать ионы кальция, вызывающие коагуляцию раствора. При этом повышается общее качество утяжелителя, в связи с чем снижаются его расход, а также затраты времени и средств на утяжеление и обработку раствора.

Обработка утяжелителей обезвоженными фосфатами предложена ВНИИКРнефтью.

Наиболее полно требованиям утяжеления буровых растворов отвечает утяжелитель из концентратов, полученных путем гравитационного обогащения баритовых руд. Утяжелители, полученные измельчением гравитационных концентратов до необходимой дисперсности, имеют ряд преимуществ перед баритом, полученным флотационным методом:

отсутствие флотореагентов на поверхности утяжелителя;

возможность обеспечения оптимального гранулометрического состава в соответствии с требованиями бурения;

отсутствие большого количества коагулирующих солей, возникающих вследствие разложения нетермостойких примесей в процессе интенсивной сушки флотоконцентратов, так как гравитационные концентраты можно сушить при более мягких режимах.

 

Железистые утяжелители

Гематит Fe₂O₃ -один из главных минералов железных руд вишнево-красного цвета. Плотность его ( без примесей) 5,3 г/см³, твердость по шкале Мооса 5-6. Природные руды с содержанием гематита 54-60 % могут иметь цвет от черного до серо-стального и плотность 4,15-   4,4 г/см³. Гематитовый утяжелитель обладает высокой абразивностью.

Магнетит FeO × Fe₂O₃ - минерал железных руд черного цвета со слабым металлическим блеском. Он представляет собой двойной окисел с содержанием FeO до 31 %, мало отличается от гематита по плотности и твердости. Плотность магнетита 4,9-5,2 г/см³, твердость по шкале Мооса 5,5-6,5. Он обладает сильными магнитными свойствами. Для утяжеления растворов применяются руды, содержащие 53 -55 % магнетита в виде порошка плотностью 4,2-4,35 г/см³. Магнетитовый утяжелитель имеет повышенные абразивные свойства. наличие магнитных свойств приводит к образованию плотных слоев магнетита на поверхности бурильных труб, что создает условия для возникновения прихватов труб. Поэтому применение его в качестве утяжелителя ограничено.

Ильменит FeO × TiO₂ представляет собой двойной окисел железа и титана. Плотность его 4,79 г/см³, твердость по шкале Мооса 5-6. В качестве утяжелителя применяется в исключительных случаях. ( В США рекламировался как утяжелитель для тампонажных растворов ).

Макбар - магнетиво-баритовый утяжелитель, разработанный ВНИИКРнефтью, представляет собой смесь барита и магнетита. Отличается повышенной ( по сравнению с баритом) утяжеляющей способностью, может использоваться в растворах подверженных сероводородной агрессии. Абразивность этого утяжелителя практически не превышает абразивности барита.

 

Свинцовые утяжелители

Галенит PbS, или свинцовый блеск, - один из основных минералов свинцовых руд. Плотность его 7,4-7,6 г/см³, твердость по шкале Мооса 2-3. галенит рекомендуется применять как утяжелитель для получения растворов высокой плотности ( свыше 2,3 г/см³). При его добавке можно получать буровые растворы плотностью более 3 г/см³.

10.3. Химические реагенты

Химические реагенты применяются для приготовления и обработки буровых растворов с целью придания им необходимых свойств: вязкостных, структурирующих, фильтрационных, ингибирующих, поверхностно-активных и т.п. Ассортимент химических реагентов с каждым годом существенно расширяется, появляются новые продукты, модифицируются уже известные. Пользуясь отсутствием в РФ стандартов на химические реагенты фирмы производители зачастую размещают некорректную рекламу. Поскольку современные реагенты стоят дорого, их следует использовать разумно, обеспечивая максимальную эффективность за счет правильного выбора системы промывки, соблюдения технологии приготовления и обработки раствора, выдерживая требуемые режимные параметры промывки.

Химические реагенты и материалы классифицируются по различным признакам, однако для практических целей наиболее приемлемой является их классификация по назначению.

ХИМИЧЕСКИЕ РЕАГЕНТЫ

Химические реагенты применяются для приготовления и обработки буровых растворов с целью придания им необходимых свойств, для из­менения вязкости, прочности структуры и водоотдачи. Химическая обра­ботка — основное средство регулирования свойств растворов в процессе бурения. За последние 20 лет резко увеличен ассортимент химических реагентов/разработаны новые принципы и методы обработки. Поскольку современные реагенты стоят дорого, их следует использовать разумно и не сводить к нулю эффективность обработки неправильным выбором типа реагента, условии его применения и методов обработки. Кроме того, некоторые химические реагенты представляют опасность для обслужива­ющего персонала.

Поэтому важно, чтобы инженерно-технические работники и буровая бригада были полностью осведомлены о назначении реагента, его фи­зико-химических и технологических свойствах, оптимальных условиях эф­фективного применения, методах контроля за качеством и безопасного обращения с реагентом и могли оказать первую помощь при несчастном случае.

 

В промысловых условиях

Расчеты увеличения плотности бурового раствора

Определить количество барита, требуемого для изменения плотности бурового раствора от 1500 до 2000 кг/м³ для начального объема 10 м³.

Р е ш е н и е: исходя из начального объема находим требуемую массу утяжелителя

 

 кг

Расчет увеличения объема бурового раствора в приемной емкости в результате добавления утяжелителя

Увеличение объема бурового раствора можно также определить с помощью уравнения

 

м³

Расчет снижения плотности бурового раствора

Требуется снизить плотность бурового раствора от 2000 кг/м³ до 1700 кг/м³, чтобы предотвратить поглощения. Рассчитать объем воды и нефти, необходимые для снижения плотности.

Кроме того в случае использования нефти рассчитать содержание нефти ( % ) в буровом растворе, если начальный объем бурового раствора составаляет 100 м³.

Р е ш е н и е:

Имеем: r_исх=2000 кг/м³                       из уравнения находим:

         r_кон.=1700 кг/м³                       

        r_в=1000 кг/м³                  В случае использования воды

         r_н=823 кг/м³

            V_б.р.=100 м³                       м³

 

                                                       В случае использования нефти

 

                                                       м³

 

% нефти=

 

Пример: Определить плотность бурового раствора на водной основе массовая доля бентонита в котором составляет 5 %. Плотность бентонита 2500 кг/м³

 

Р е ш е н и е: Уравнение можно записать в виде

r_б.р.=(М₁+М₂)/(V₁+V₂)

В данном случае имеем: масса воды М₁=95 %, например, 95 кг, а масса бентонита М₂= 5 % или 5 кг

Кроме того, объем воды  м³

 

и объем бентонита      v³

Отсюда находим плотность раствора

 

 кг/м³

    

ВЛИЯНИЕ ПОЛИМЕРОВ

ГЛИН

Раствор	V0, м/час	Д, % (сод. фр.<0,25 мм через 2 ч)
1. Бентонитовая суспензия (Ф=13 см3,r=1,26)	0,091	16,07
2. Гуматный (Ф=6, r=1,3)	0,070	15,06
3. Полимерный (Ф=5, r=1,20)	0,034	6,90
4. Хлоркальциевый (Ф=5,r=1,28,Са=0,3 %)	0,025	4,23
5. Полимерный (М-14), калиевый (3 % КСl) (Ф-45,r=1,20)	0,0153	2,9
6. Калиевый(Ф=4,5,r=1,3,КСl=5 %)	0,0150	1,76
7. Гуматно-хлоркалиевый (Ф=3,5, r=1,3, КСl=5,3)	0,010	0,36

 

Таблица

Бурового раствора

П о к а з а т е л и	Исходный р-р	После старения при 220 0С
	при 20 0С	6 часов	40 часов
Плотность, г/см3	2,0	2,0	2,0
Условная вязкость, с	75	22	-
Статическое напряжение сдвига, дПа
через 1 мин.	15	15	30
через 10 мин.	33	30	45
Потеря фильтрата, см3	1,2	1,8	3,0
Потеря фильтрата при 200 0С и перепаде давления 4 МПа, см3	12	16	21
Показатель увлажняющей способности, 1/час.	0,026	0,026	0,28

 

ПРОМЫВКА СКВАЖИН

(часть I Общие вопросы )

 

 

ФУНКЦИИ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ В ПРОЦЕССЕ

ПРОМЫВКИ СКВАЖИН

Буровые растворы выполняют ряд функций, которые определяют не только успешность и скорость бурения, но и ввод скважины в эксплуатацию с максимальной продуктивностью.

Основные функции современных буровых растворов состоят в обеспечении следующих задач:

- высоких скоростей бурения и проходки на долото;

- безопасности и безаварийности бурения;

- качественного вскрытия продуктивных пластов.

1. Для обеспечения высоких скоростей бурения и проходки на долото раствор должен выполнять следующее:

а) Эффективно очищать забой от выбуренной породы.

Удаление из скважины шлама является существенной, но простой функцией бурового раствора. Для удаления с забоя частиц шлама данного размера и удельного веса, в случае использования бесструктурного раствора, необходима скорость восходящего потока в кольцевом пространстве, превышающая некоторую минимальную величину.

Если же буровой раствор обладает структурой конечной прочности, то частицы породы определенного размера и веса будут удаляться вне зависимости от скорости восходящего потока.

б) Облегчить разрушение горных пород. Буровой раствор является физико - химической средой, в которой осуществляется процесс разрушения горной породы, поэтому основной функцией его является увеличение скорости проходки. Достигается это прежде всего за счет низкой вязкости раствора в призабойной зоне, малого содержания в нем твердой фазы и снижения угнетающего породу давления.

Кроме того раствор способствует адсорбционному понижению твердости горных пород ( эффект П. А. Ребиндера ).

в) Охлаждать и очищать долото. Для этого буровой раствор должен обладать хорошей теплопроводностью и низкой вязкостью.

 

2. Для обеспечения безопасного и безаварийного бурения раствор должен выполнять следующие задачи:

а) Предотвращать поступление в скважину газа, нефти или воды путем создания противодавления на вскрытые пласты. В процессе бурения противодавление необходимо регулировать так, чтобы оно превышало пластовое давление нефтегазовых и водоносных пластов. Если разность этих давлений отрицательна, то пластовые флюиды будут поступать в скважину, вытесняя из нее буровой раствор, что может привести к выбросу.

Положительная разность давлений может стоить отрицательной при вскрытии отложений с анамально-высоким пластовым давлением( АВПД ), при интенсивном поглощении бурового раствора, в результате чего снижается уровень жидкости в скважине и при подъеме бурильного инструмента вследствие явления поршневания.

б) Предотвращать обвалы стенок скважины

Гидростатическое давление столба бурового раствора на стенки скважины, а также его глинизирующее действие - способность образовывать на стенках скважины тонкую эластичную непроницаемую корку - являются факторами, предотвращающими от обвалов рыхлые, несцементированные породы.

Однако, гидростатическое давление не должно быть чрезмерно высоким, так как при этом возможны поглощения вследствие гидроразрыва пород.

Сохранение устойчивости глинистых сланцев обеспечивается, кроме гидростатического давления, регулированием водоотдачи и химического состава фильтрата бурового раствора.

в) Удерживать частицы выбуренной породы и утяжелителя во взвешенном состоянии при остановке циркуляции, чтобы исключить их выпадение на забой скважины и заклинивания бурильного инструмента. Для обеспечения этого требования прочность структуры раствора изменяется в широких пределах в зависимости от плотности, вязкости раствора и размера частиц.

г) Уменьшать трение между бурильной колонной и стенками скважины. Это требование реализуется при выполнении коркообразующих функций буровых растворов. Смазка бурильного инструмента и стенок скважины облегчает условия движения бурильных и обсадных труб в скважине и способствует предупреждению прихватов.

д) Предохранять инструмент от коррозии и чрезмерного износа.

е) Создавать безопасные условия труда буровой бригаде и не наносить ущерба окружающей среде.

3. Для качественного вскрытия продуктивных пластов раствор должен выполнять следующие функции:

а) не загрязнять пласты при их вскрытии;

б) обеспечивать возможность получения и качественной интерпретации кернов и геофизических данных, необходимых для оценки продуктивности проходимых пород.