ВОДНЫХ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ ДЛЯ РАЗЛИЧНЫХ
ГЕОЛОГО-ТЕХНИЧЕСКИХ УСЛОВИЙ БУРЕНИЯ И
ОПЫТ ИХ ПРИМЕНЕНИЯ
9.1.1. Полимерные недиспергирующие растворы с низким содержанием твердой фазы (ПНБР).
Создание и применение растворов с малым содержанием твердой фазы явилось результатом многочисленных исследований, направленных на максимальное увеличение механической скорости проходки и снижение общей продолжительности и стоимости бурения. Как уже было показано выше снижение репрессии, содержание коллоидной глинистой фазы, минимизация эффективной вязкости в зоне истечения из насадок долота существенно увеличивают механическую скорость бурения. Поэтому растворы с низким содержанием твердой фазы создаются только на основе полимерных материалов ( акриловых полимеров, биополимеров ), которые не вызывают диспергирования глинистых пород, имеют специфические реологические ( псевдопластичный характер течения ) и аномальные фильтрационные свойства, т. е. дают высокое значение т. н. “ мгновенной фильтрации”, при невысоких значениях интегрального показателя за 30 мин.
В нашей стране такие растворы получили широкое распространение в середине 80-х годов в Западной Сибири. Связано это было как с интенсификацией отечественных НИР в этом направлении, так и с резким увеличением закупок импортных полиакриламидных реагентов ( Сайпан, Сайдрил, DK-drill и т. п. ).
Традиционной для Западной Сибири долгое время была система бурового раствора, содержащего высокомолекулярные акрилаты, препятствующие диспергации выбуренной породы и за счет этого позволяющие снизить наработку раствора, улучшить работу очистных устройств, повысить качество проводки скважин за счет обеспечения большей устойчивости проходимых глинистых пород.
В понятие полимерные недиспергирующие растворы обычно включают системы следующего состава:
- высококоллоидальный бентонит - 3-6 %;
- полимерная основа, как правило включающая:
полимер- понизитель фильтрации
полимер - флокулянт } - 0,1 -0,2 %
полимер- капсулятор глин
Чаще функции флокулянта и капсулятора выполняет один продукт - высокомолекулярный частично гидролизованный полиакриламид, например, пары : Сураn- cydrill ( ДК-drill-A-1)
Kem-Pass - Kem-D
При этом низкомолекулярный, гидролизованный на 30 % полиакриламид ( Сураn, Kem-Pass ) выступает в качестве понизителя фильтрации, а высокомолекулярный, гидролизованный на 5 % полимер выполняет роль селективного флокулянта выбуренной породы и, одновременно, за счет сорбции на глинах, слагающих стенки скважины, образует тонкую полимерную пленку, препятствующую поверхностной гидратации глин.
Применение такой системы раствора позволило резко увеличить показатели работы долот ( механическую скорость, проходку на долото), сократило затраты на осложнения ( прихваты, обвалообразования, связанные обычно с избытком твердой фазы в буровом растворе ).
Институтами ВНИИБТ и ВНИИКРнефть были разработаны и внедрены системы недиспергирующих буровых растворов на основе отечественных продуктов. В качестве полимеров - понизителей фильтрации и селективных флокулянтов использовались ( метас, М-14, НР-5), а гидрофобизирующих и ингибирующих добавок ГКЖ-10,11 ( Петросил 1,2 ) и НТФ. По эффективности отечественные системы практически не уступают импортным, однако существенно уступают в товарном виде, приготовлении. Так метас и М-14 необходимо предварительно растворять в щелочном водном растворе, а НР-5 готовить на кустах ( либо буровых ) кустарной варкой в специальных емкостях с подогревом.
Разработанный же еще в середине 80-х годов отечественный порошкообразный, водорастворимый полимер - стабилизатор Лакрис-20 и до сегодняшнего дня не выпускается серийно, хотя по эффективности действия превосходит импортные аналоги, являясь одновременно и понизителем фильтрации и селективным флокулянтом и обладает при этом антидиспергирующим действием.
Состав малоглинистого, недиспергирующего раствора на основе отечественных полимерных реагентов следующий:
бентонит - 3 - 6 %
полимер - 0,1 - 0,2 %
ГКЖ-10,11 - 0,2 - 0,4 %
НТФ - 0,02 - 0,05
Такой раствор обладает фильтрацией 3-5 см3, при пластической вязкости в пределах 10-14 мПас, диспергируемости (“роллинг-тест”) ~ 15-20 % и увлажняющей способности 4- 6 %/час. Один из основных показателей качества полимерного недиспергирующего раствора - низкое содержание глинистой фазы, которое не должно превышать 1,5- 2 % от объема раствора. Качество недиспергирующего раствора можно считать удовлетворительным, если отношение содержания выбуренной породы в твердой фазе к эквивалентному содержанию в ней бентонита составляет примерно 1 : 1. Содержание бентонита в растворе определяется методом метиленовой сини ( МВТ- metilen blue test ).
Параметры ПНБР, как правило находятся в следующих пределах:
Плотность (r ), г/см3 - 1,05-1,15
Условная вязкость ( УВ), с- 23 - 28
Пластическая вязкость (hпл.), мПас - 10-14
Динамическое напряжение сдвига (t0), дПа - 45-100
Статическое напряжение сдвига (СНС1/10), дПа - 3-9/9-90
Увлажняющая способность (П0), см/час. - 4-6
Фильтрация (Ф), см3 - 3-5
рН - 8,5-9,2
Определенные ограничения на применение таких системы раствора наложили последние исследования качества вскрытия, показавшие негативное влияние акрилатов на последующую проницаемость продуктивных коллекторов. Зачастую вскрытие осуществляется на растворах не содержащих акриловых полимеров, образующих нерастворимые гелеобразные осадки с жесткими пластовыми водами.
9.1.2. Безглинистые буровые растворы на основе гидрогелей
полимеров
В мировой практике бурения в последнее время наметилась тенденция к широкому использованию малоглинистых и безглинистых буровых растворов на водной основе. Такие системы имеют низкий показатель фильтрации, что выгодно отличает их от обычных рассолов или воды, но повышение механической скорости бурения достигается практически такое же, как и при промывке водой. Дополнительные расходы на приготовление таких растворов малоощутимы, поскольку их применение позволяет существенно экономить средства за счет сокращения времени бурения и расхода долот.
Как уже сказано выше, максимально реализовать подвод гидравлической мощности к долоту, очистку забоя от обломков породы, разупрочнение скелета забоя за счет мгновенной фильтрации, исключение оседания шлама и, более того, качественный вынос его на поверхность даже при ламинарном режиме течения, что не удается с помощью структурированных глинистых буровых растворов.
Гидрогелевые полимерные системы на основе полисахаридов микробиологического применения ( биополимеров), либо “подшитой” хромовыми комплексами оксиэтилцеллюлозы, как правило индифферентны к солевой агрессии, что позволяет получать высокоингибированные растворы, обеспечивающие долговременную устойчивость проходимых глинистых пород. Уже к середине 70-х годов объем бурения в США и Канаде на таких растворах составил 13 %. Однако, несмотря на очевидные преимущества гидрогелевых промывочных жидкостей, они все еще довольно дороги ( за счет стоимости биополи- мера ). “Второе дыхание” такие системы получили в последнее время в связи с резким ростом объемов горизонтального бурения, где их особые реологические, смазывающие свойства, толерантность к солям, совместимость с различными ПАВ- практически безальтернативны.
Классически безглинистый буровой раствор состоит из:
структурообразователя биополимера - 0,4-0,8 %
и понизителей фильтрации - полианионная карбоксиметил-
целлюлоза ( ПАС) (чаще смесь высоковязкой и низковязкой
ПАС) - 0,2-1,0 %
При необходимости в раствор могут быть добавлены различные ингибиторы и (при необходимости) утяжеляющие, смазывающие либо поверхностно- активные добавки.
Ограничением к применению такой системы служат практически только температурные условия ( термостойкость компонентов в пределах 100-110 0С ) и необходимость, как минимум, четырехступенчатой очистки раствора. В остальном такой раствор практически идеален с точки зрения ТЭП бурения, обеспечения качественной проводки ствола скважины и вскрытия продуктивной зоны.
В НПО “Бурение” разработан аналогичный по свойствам биополимерному буровой раствор на основе гидрогелей оксиэтилцеллюлозы, т. н. РАГИПОЛ.
Это превращенный солями переходных металлов в гидрогель водный раствор оксиэтилцеллюлозы. Также, как раствор на биополимерной основе, он обладает недиспергирующими, ингибирующими и сильно флокулирующими свойствами, высокой мгновенной и низкой интегральной ( за 30 мин - 5-6 см3) фильтрацией, а также особыми реологическими свойствами 0 низкой вязкостью, близкой к вязкости воды, при высоких скоростях сдвига ( в зоне насадок долота ) и высокой при малых скоростях сдвига, характерных для затрубного пространства. Выраженная псевдопластичность обеспечивает сочетание преимуществ бурения на воде и качественную очистку и устойчивость ствола скважины.
Эффективная вязкость раствора может изменяться от 18 мПас до 1000 мПас. Раствор устойчив к любым электролитам. Плотность раствора 1,0-1,2 г/см3, снижение плотности меньше 1,0 г/см3 возможно добавкой углеводородной фазы.
При необходимости раствор может быть утяжелен солями или баритом до плотности 2,2 г/см3. Раствор устойчив до 120 0, а при использовании специальных присадок до 140 0С.
Раствор хорошо кольматирует трещины и полностью разрушается 12 % НСl, что обеспечивает высокое качество вскрытия пластов, особенно при добавке ПАВ-ПКД-515 ( b=98,6-99,5 % ).
9.1.3. Ингибирующие буровые растворы для бурения в
неустойчивых глинистых отложениях
Большинство осложнений, связанных с загустеванием раствора, сальникообразованием и нарушением устойчивости ствола скважины, обусловлено наличием в разрезе высококоллоидных глин, хорошо гидратирующихся и легко диспергирующихся глинистых сланцев. Для снижения интенсивности перехода выбуренной породы в глинистый раствор и повышения устойчивости стенок скважины используют так называемые ингибированные системы, в состав которых входит неорганический электролит или полиэлектролит. Снижение размокаемости и диспергирования выбуренных шламов достигается путем: уменьшения поверхностной гидратации за счет замены катиона обменного комплекса глин менее гидратирующимся; преобразования глинистых минералов и устранения межплоскостной гидратации; регулирования процессов осмотического влагопереноса в результате поддержания более высокой концентрации электролита в растворе, чем в проходимых породах, модифицирования поверхности глинистых минералов за счет молекулярного поглощения гидроокисей двух- и трехвалентных металлов; капсулирования глин полимерами; гидрофобизации поверхности глинистых минералов.
В качестве ингибирующих добавок применяют нейтральные соли одновалентных ( КC1, NaCl ) и двухвалентных ( СаSO4, CaCl2), металлов, силикаты одновалентных металлов ( Na2SiO3× nН2О), гидроокиси двухвалентных металлов ( Са(ОН)2), квасцы (КАl(SO4)2), а также мыла жирных кислот или кремнеорганические соединения ( ГКЖ ).
В зависимости от типа ингибирующей добавки растворы делятся на кальциевые, калиевые, алюминизированные, силикатные, гидрофобизирующие и соленасыщенные.
Калиевые растворы
Наиболее распространенный в настоящее время тип ингибированных растворов.
Ингибирующее действие КСl обусловлено ионами К+. В негидратированном состоянии диаметр иона К+ равен 0,266 нм, а в гидратированном 0,76 нм. При таком соотношении диаметров гидратированного и негидратированного иона К+ последний свободно проникает в межплоскостное расстояние монтмориллонита, равное 0,96 нм. При размере гексогонального кольца монтмориллонита 0,28 нм ион К+ встраивается в него и связывает элементарные слои монтмориллонита, предотвращая межплоскостную гидратацию и диспергирование.
Полимерные растворы с добавкой КСl находят применение при бурении на море и на суше в водочувствительных сланцах.
Стабилизация сланцев обеспечивается использованием КСl в сочетании с частично ( 20-40 % ) гидролизованным ПАА. Такая система для неутяжеленных буровых растворов получила достаточно широкое распространение за рубежом под названием “Калий плюс”. В сочетании с качественной ( 4-х ступенчатой ) очисткой такая система весьма эффективна для бурения в глинистых отложениях. При избытке глинистой ( особенно коллоидной) фазы существенно растут вязкостные показатели и для регулирования их требуется усложнение системы ( разжижители, пеногасители ).
Отечественный опыт использования хлоркалиевых растворов больше опирается на южные районы, где глинистые отложения, как правило, приурочены к зонам АВПД и, зачастую, высоких температур.
В качестве стабилизаторов- понизителей фильтрации используется практически весь спектр отечественных продуктов от УЩР до акрилатов.Приготовление хлоркалиевого раствора осуществляется следующим образом: предварительно прогидратированный глинопорошок ( 3-4 % ) обрабатывается полимерными и лигносульфонатными реагентами ( в соотношении 1 : 5 ) пеногасителем и затем КСl. Далее, при необходимости, добавляют барит и дообрабатывают реагентами доводя раствор до требуемого по ГТН. В качестве щелочи используют гидроксид калия.
В случае перевода раствора в хлоркалиевый необходимо снизить содержание твердой глинистой фазы до минимума ( коллоидной до 8- 4 % ) и прекратить обработку продуктами, содержащими катионы натрия ( NaOH, Na2CO3, триполифосфат натрия и т. п. ). Лигносульфонаты с добавлением КОН, при обработке гуматами используют калий-гумат. Избыточное содержание Na+ нивелирует преимущества ингибирования К+, поскольку значительно больший по размерам катион Na+ не может проникнуть в межплоскостные пространства монтморилонитовых кристаллов и ингибирование NaCl идет за счет осмотических и дегидратационных процессов, т. е. менее эффективно.
Стандартная рецептура хлоркалиевого раствора следующая: ( РД 39-0147009-734-89)
глинопорошок ( желательно высшего сорта) - 40- 60 кг/м3 
понизитель фильтрации ( М-14, КМЦ, крахмал - 5-10 кг/м3
лигносульфонатный разжижитель (ФХЛС, Окзил-С ) - 10-20 кг/м3
пеногаситель ( триксан, ПЭС-1, Т-66 и т. п. ) - 2- 5 кг/м3
гидроокись калия - 3 - 10 кг/м3
хлористый калий - 30 -70 кг/м3
смазка ( глитал, ФК-2000, спринт) - 5 - 25 кг/м3
утяжелитель - до требуемой плотности
Весьма эффективны добавки извести к хлоркалиевым растворам ( не более 1-2 кг/м3). Это не только повышает ингибирующую способность, но стабилизирует рН раствора ( за счет ограниченного растворения Са(ОН)2 в воде образуется своеобразная буферная жидкость). Однако, использование извести неприемлемо при обработке акрилатами, которые образуют с Са++ нерастворимые соединения, что в конечном счете ведет к дестабилизации дисперсной системы. Термостойкость раствора определяется термостабильностью реагента - понизителя фильтрации и можно выстроить следующий ряд:
крахмал - 90 - 110 0С
КМЦ - 130-150 0С
М-14, Лакрис-20 - 200-220 0С
Кальциевые растворы
Кальциевые растворы - это ингибирующие глинистые растворы, содержащие кроме глины, воды, смазки, утяжелителя, реагентов- понизителей вязкости, фильтрации и регуляторов щелочности специальные вещества - носители ионов кальция. Действие их заключается в предотвращении перехода выбуренной глины в натриевую, в переводе натриевой глины в кальциевую, в результате чего снижаются гидратация и набухание сланцев.
Кальциевые растворы используются при разбуривании глинистых отложений и аргиллитов. В зависимости от реагентов- носителей ионов кальция эти растворы делятся на известковые, гипсовые и хлоркальциевые. Вследствие невысокой растворимости гидроокиси и сульфата кальция известковые и гипсовые растворы являются саморегулирующимися системами. Содержание кальция в них практически постоянно, так как сернокислый кальций и известь в раствор добавляют в избытке и при снижении содержания кальция в фильтрате происходит растворение извести или гипса. Количество кальция в таких растворах в основном зависит от показателя рН. С увеличением последнего содержание кальция снижается и при рН=12 известь и гипс практически не растворяются. Следовательно, рН кальциевых растворов надо поддерживать в пределах 8,5-9,5.
Хлоркальциевые растворы ( ХКР) содержат в качестве ингибитора хлористый кальций. Так как растворимость СаСl2 высокая, то ХКР является регулируемой системой.
Известковые растворы с высоким значением рН представляют собой сложные многокомпонентные системы, включающие кроме глины и воды четыре обязательных реагента: известь, каустик, понизитель вязкости, защитный коллоид. В их состав могут входить нефть или дизельное топливо, утяжелитель и различные добавки специального назначения. Известь, добавляемая в виде пушонки, известкового молока или цемента, является коагулирующей и ингибирующей добавкой. Каустик выполняет ряд функций, главные из которых - регулирование щелочности бурового раствора и ограничение растворимости извести. Реагенты-понизители вязкости ( лигносульфонаты) ослабляют коагуляционное структурообразование и снижают фильтрацию. Защитные реагенты ( КМЦ, КССБ, УЩР) обеспечивают коагуляционную устойчивость и сохранение низких фильтрационных свойств.
Известковые растворы применяются при разбуривании высококоллоидных глинистых пород и аргиллитов. В результате применения известковых растворов повышается их глиноемкость, уменьшается пептизация выбуренной глины, снижаются набухание и вспучивание сланцев, слагающих стенки скважины, уменьшается опасность прихватов. Известковые растворы ограниченно солестойки (до 5 % по NaCl ). Основным недостатком известковых растворов является невысокая термостойкость ( 100-120 0).
На приготовление 1 м3 известкового раствора требуется в расчете на сухое вещество: 80-120 кг глины; 913-915,5 л воды; 5010 кг УЩР; 30-50 кг лигносульфоната; 3-5 кг каустика. Утяжелитель добавляют до получения требуемой плотности раствора. Снижение фильтрации достигается добавками 1-3 кг/м3 КМЦ (гипана) или 20-30 кг/м3 КССБ-4.
Общепринятые технологические показатели могут изменяться в широких пределах: r=1,08-2,2 г/см3; Т=18-30 с; Ф=4-8 см3 за 30 мин., СНС1=6-24, СНС10=9-36 дПа; рН=11-12,5. Основными показателями качества раствора являются: содержание извести, которое должно поддерживаться на уровне 3-5 г/л; содержание ионов кальция в фильтрате раствора, которое должно быть в пределах 100-300 мг/л.
Для приготовления известкового глинистого раствора необходимо глинопорошок предварительно продиспергировать в пресной воде с добавкой УЩР, влить воду, щелочной раствор лигносульфоната ( КССБ, окзил и др. ) и ввести известь в виде пушонки или известкового молока. Для приготовления известкового раствора можно использовать пресный раствор, применявшийся до известкования.
При переводе раствора в известковый основное значение имеет концентрация глинистой фазы и ее коллоидальность. Так, растворы, содержащие низкоколлоидные гидрослюдистые глины, при любой их конструкции легко переводятся в известковые, минуя стадию резкого загустевания, даже без реагента- понизителя вязкости. Растворы, содержащие высококоллоидные глины, во избежание сильного загустевания переводят в известковые только после предварительного разбавления их водой и обработки лигносульфонатами. Известкование осуществляется в следующем порядке: при наличии в растворе высококоллоидных глинистых минералов сначала вводят щелочной раствор лигносульфоната ( 205 % ) и при необходимости воду. После получения вязкости 25-30 с раствор обрабатывают известью ( 0,5-1 % ) в сочетании с щелочным раствором лигносульфоната ( 2-3 % ). Если после известкования повышается фильтрация, вводят 0,1-0,3 % КМЦ, 1-3 % КССБ или др.
При увеличении забойной температуры (выше 80 0С ) для предотвращения загустевания в раствор вводят хроматы из расчета 1-3 кг/м3. В случае снижения структурно- механических показателей добавляют глинистую пасту, предварительно продиспергированную в пресной воде с добавкой УЩР. Для эффективного снижения фильтрации раствор обрабатывают КССБ-4 ( 10-20 кг/м3) или КМЦ (0,5-1 кг/м3). Для улучшения смазочных свойств добавляют 5-20 кг/м3 глитала, ФК-2000, спринта.
Известковый раствор с низким значением рН - кальциевый буровой раствор, содержащий в качестве ингибитора- носителя ионов кальция- гидроокись кальция, более высокий уровень растворимости которой обеспечивается пониженным значением рН раствора (9,0-9,5 ). Известковый глинистый раствор с рН=9,0-9,5 участвует в катионообменных реакциях с выбуренной породой и стенками скважины. Содержащаяся в растворе нерастворенная часть гидроокиси кальция адсорбируется молекулярно, укрепляя стенки скважины. При использовании такого раствора снижаются гидрофильность и набухаемость глин, повышается прочность пород. Содержание кальция в фильтрате зависит от щелочности раствора и забойной температуры: с увеличением последних оно снижается.
Установлено, что при рН=8,5-9,5 количество кальция в фильтрате составляет 500-600 мг/л, чего вполне достаточно для перевода выбуренной породы в кальциевую форму. Содержание активной извести в буровом растворе поддерживается в пределах 0,5-1 г/л. Гидроокись кальция полностью растворяется при рН=8,2, а при рН=9-10 в растворе, наряду с гидроокисью кальция, находится кальций в виде катионов. Известковый глинистый раствор предназначен для разбуривания глинистых отложений, термостойкость его до 160 0С. В процессе бурения контролируют содержание кальция в фильтрате и извести в растворе, а также рН раствора.
На приготовление 1 м3 известкового раствора с низким рН требуется: 80-200 кг глины; 867-915 л воды; 20-30 кг лигносульфонатного реагента; 3 кг пеногасителя; 3-6 л известкового молока (r=1,10- 1,12 г/см3); 5-10 кг полимерного реагента. Утяжелитель добавляют до получения необходимой плотности раствора.
Технологические показатели могут изменяться в широких пределах: r= 1,04-2,2 г/см3; Т=25-40; Ф=4-8 см3 за 30 мин.; СНС1=12-60 дПа; СНС10=30-90 дПа; рН=8,5-9,5.
Основными показателями качества раствора являются: содержание извести, которое должно поддерживаться на уровне 0,5-1,0 г/л; содержание ионов кальция в фильтрате -500-600 мг/л.
Для приготовления известкового раствора с низким значением рН используют предварительно продиспергированную в пресной воде глину, из которой готовят глинистую суспензию. Последнюю обрабатывают кислым лигносульфонатным реагентом. Во избежание вспенивания параллельно вводят пеногаситель, затем известковое молоко.
Известковый раствор можно приготовить, используя пресный раствор, применявшийся до известкования. Чтобы предотвратить загустевание, перед добавкой известкового молока раствор обрабатывают кислым раствором окзила (ФХЛС ) до получения Т=25 с ( в зависимости от первоначальной вязкости в раствор вводят 50-100 л на 1 м3 раствора 10 %-ного реагента), а затем добавляют известковое молоко из расчета 3-6 л на 1 м3 раствора в два цикла. В случае загустевания необходимо ввести дополнительно 3-5 % водного раствора лигносульфонатного реагента. Для более эффективного снижения фильтрации в раствор добавляют 30-50 л/м3 5 %-го водного раствора КМЦ.
В процессе бурения ежесменно контролируют содержание кальция в фильтрате и извести в растворе и при необходимости раствор обрабатывают известковым молоком из расчета 10-20 л/м3. Вязкость и рН регулируют добавками 10-20 л/м3 кислого 10 %-ного раствора лигносульфоната. При увеличении забойной температуры выше 100 0С в раствор дополнительно вводят 1-3 л/м3 10 %-ного раствора хромпика. Фильтрация поддерживается в заданных пределах добавками КМЦ.
Гипсо- известковый раствор - ингибирующий кальциевый раствор, содержащий в качестве носителя ионов кальция гипс и гидроокись кальция. Добавка гипса ( алебастра) в раствор составляет 20- 25 кг/м3. Количество растворимого кальция зависит от качества гипса, используемых лигносульфонатов, рН бурового раствора и может быть в пределах 700-3000 мг/л.
В процессе бурения в результате взаимодействия катионов кальция с породой содержание анионов SO42 - в фильтрате увеличивается,что способствует росту структурно- механических показателей бурового раствора и при невысоком содержании анионов ( до 6000 мг/л ) они практически не влияют на величину фильтрации. Вязкость раствора снижается при обработке его лигносульфонатами. Расход полимерных понизителей водоотдачи в таких системах невелик; он мало отличается от расхода при использовании пресных растворов.
Поддержание значения рН=8,5-9,5 добавлением едкого натра нежелательно, так как по мере бурения в растворе накапливается сульфат натрия, который способствует диспергированию, набухаемости и гидратированию выбуренной породы. Более эффективны в таких системах едкое кали и известь. Как известно, катионы кальция уменьшают гидратацию глинистых минералов, а известь, адсорбируясь на частицах молекулярно, снижает их активность и увеличивает глиноемкость раствора.
В процессе бурения контролируют содержание кальция в фильтрате и при снижении его добавляют гипс (3-5 кг/м3). Вязкость регулируют ( при необходимости снижения) добавками ОССБ из расчета 3- 5 л/м3 и хроматов 1-3 л/м3 10 %-ного раствора; для повышения вязкости вводят пасту и КМЦ. Снижение фильтрации достигается обработкой модифицированными лигносульфонатами (3-5 кг/м3) или 10 %-ным раствором КМЦ (1-3 л/м3). Если плотность раствора высокая, КМЦ следует вводить в сухом виде. Значения рН регулируют добавками извести или едкого калия.
Хлоркальциевый раствор (ХКР)- ингибирующий кальциевый раствор, содержащий в качестве ингибирующей добавки хлорид кальция. Так как последний хорошо растворим в воде, то содержание кальция в фильтрате зависит от количества вводимой соли. Установлено, что оптимальное содержание катионов кальция, при котором достигается ингибирование, составляет 3000-5000 мг/л. ХКР наиболее эффективны при разбуривании аргиллитов. Присутствие в фильтрате бурового раствора ионов кальция способствует значительному сокращению осыпей и обвалов при разбуривании неустойчивых аргиллитоподобных отложений.
Гидратация глинистых минералов снижается как в результате перехода их в кальциевую форму, так и вследствие коагулирующего действия хлоридов кальция и натрия. Последний образуется за счет обменных реакций хлористого кальция с глиной и полимерными реагентами. Для улучшения свойства ХКР рекомендуется обработку хлористым кальцием сочетать с вводом извести. При добавке гидроокиси кальция в ХКР, наряду с обычными ионообменными процессами в комплексе глин, наблюдается молекулярное поглощение извести, улучшается процесс упрочнения глинистых сланцев в результате образования гидрокальциевых силикатов.
Так как обводнение пластов ослабляет образование коагуляционных контактов и постепенно может снизить эффект упрочнения стенок скважины, то следует стремиться к получению невысоких значений фильтрации ( 3-10 см3). Используемая для снижения фильтрации КМЦ при высоком содержании хлористого кальция высаливается, что ведет к росту фильтрации. КССБ, хотя и является кальциестойким реагентом, недостаточно эффективно снижает фильтрацию. Кроме того, существенный недостаток КССБ - сильное вспенивание. При совместном использовании КМЦ и КССБ повышается порог коагуляции, улучшается стабилизация раствора. В связи с отсутствием эффективных кальциестойких реагентов термостойкость ХКР ограничена ( 100 0С ). В процессе бурения контролируются содержание кальция в фильтрате и общая минерализация раствора.
Глинистую суспензию готовят на пресной воде, которую обрабатывают КМЦ и КССБ. Одновременно с КССБ в раствор добавляют пеногаситель. После получения оптимальных показателей ( Т=25-30 с, СНС1=12-24 дПа , СНС10=30-60 дПа, Ф=3-5 см3) раствор обрабатывают хлористым кальцием и известью. Определяют содержание кальция в фильтрате, которое должно быть в пределах 3000-5000 мг/л.
На приготовление 1 м3 раствора требуется ( кг ): 80-200 глины; 870-920 воды; 50-70 КССБ; 10-20 КМЦ ( крахмала); 10-20 СаСl; 3-5 Са(ОН)2; 3-5 NaОН; 5-10 пеногасителя.
Для приготовления ХКР можно использовать раствор, с промывкой которым вскрывали вышележащие отложения: пресный, обработанный УЩР, известковый, гипсовый и др. Возможность перехода с обычного раствора, обработанного УЩР, на хлоркальциевый зависит от концентрации в исходном растворе гуматов натрия. При высоком содержании гуматов добавки хлористого кальция могут вызвать резкое загущение системы. Во избежание этого следует раствор предварительно обработать 5 %-ным водным раствором лигносульфоната, нейтрализованного добавкой едкого натра до получения рН=9. Расход реагента на первичную обработку составляет 30-50 л/м3. После этого необходимо ввести 5-10 кг/м3 крахмала или КМЦ ( в пересчете на сухие вещества), 10-20 кг КССБ-4, 2-5 л/м3 пеногасителя, 1-3 л/м3 известкового молока плотностью 1,10-1,12 г/см3, затем в два- три цикла добавить 20-30 кг/м3 хлористого кальция.
Алюмокалиевый раствор - буровой раствор, содержащий в качестве ингибирующей добавки алюмокалиевые квасцы и гидроксид калия. Указанный раствор является поставщиком одно- и трехвалентных катионов, обеспечивающих двойное ингибирование. Ингибирующий эффект достигается вследствие блокирования катионами калия гексагональной структуры глинистых минералов и снижения их гидратации. Гидроокись алюминия, образующаяся в растворе, адсорбируясь на дегидратированных выбуренных глинистых частицах, препятствует их диспергированию и переходу в буровой раствор. Показатель рН таких растворов поддерживается близким к нейтральному и также препятствует набухаемости пород, вспучиванию глинистых сланцев, слагающих стенки скважины. Ингибирующее действие такого раствора выше, чем алюминизированного. Он может использоваться и для разбуривания увлажненных глинистых отложений.
В качестве ингибирующей добавки вводят алюмокалиевые квасцы, гидроокись калия, бихромат калия. На приготовление 1 м3 раствора требуется ( кг ): 60-150 глины, 920-960 воды, 3-5 КАl(SO4)2, 1-3 КОН, 0,3-0,5 К2Сr2О, 20-30 окзила, 3-5 метаса (М-14). Утяжелитель добавляют до получения требуемой плотности раствора.
Для приготовления алюмокалиевого раствора можно использовать буровой раствор, применявшийся до вскрытия неустойчивых пород. Порядок обработки тот же, что и при переводе раствора в алюминизированный, только вместо солей алюминия используют алюмокалиевые квасцы, а рН регулируют добавками едкого калия. Показатели бурового раствора регулируются так же, как и алюминизированного.
СИЛИКАТНЫЕ БУРОВЫЕ РАСТВОРЫ
Силикатный раствор - это раствор, содержащий в качестве ингибирующей добавки силикат натрия или калия. Применяются они для повышения устойчивости ствола скважины при разбуривании осыпающихся и неосыпающихся пород.
Принцип упрочнения сланцев основан на легком проникновении силиката натрия ( калия ) в трещины и поры стенок скважины и быстром выделении геля поликремневой кислоты, цементирующей поверхность ствола.
Скорость гидратации глинистых сланцев при использовании силикатных растворов уменьшается вследствие адсорбции образующихся полисиликатов на поверхности сланцев. Крепящее действие силикатов усиливается при наличии в породах, слагающих стенки скважины, солей кальция. При взаимодействии силикатов с солями кальция образуются практически нерастворимые гидросиликаты кальция, обладающие крепящим действием. Кроме того при этом выделяется щелочь, которая в свою очередь с солями кальция образует гидроокись кальция, также обладающую крепящим действием.
Устойчивость глинистых пород существенно повышается за счет увеличения ионной силы бурового раствора путем добавки компонентов, предотвращающих межплоскостное набухание кристаллической решетки глинистых минералов ( например ионов К+), а также гидрофобизирующих добавок типа смеси легкого таллового масла с полигликолями ( ЛТМ/ПАГ ) или легкого таллового масла с кремнийорганическими соединениями ( ЛТМ /КОС ), способствующих образованию упругой, эластичной, полупроницаемой поверхностной пленки, создающей условия протекания осмотического влагопереноса из массива глинистой породы в скважину.
В настоящее время предпочтительно используют метасиликат калия ( К2SiO3) со следующими свойствами: плотность - 1,40-1,45 г/см3, модуль ( SiO2/К2О)- 2,86-3,0, содержание активного вещества - 40-45 %.
Содержание ионов калия в метасиликате калия лишь на 1,7 % меньше, чем у КСl, поэтому он является дополнительным поставщиком ионов калия.
Растворы, содержащие комплексную ингибирующую основу ( КСl + К2SiO3 ) и комплексную гидрофобизирующую добавку ( ЛТМ/ПЭГ ) или (ЛТМ/КОС ), а также стабилизирующую основу, включающую низко и высоковязкую полианионную целлюлозу РАС LV (ПАЦНВ) и РАСНV (ПАЦ-В3 ), называются комплексно ингибированными буровыми растворами-КИБРами.
Состав раствора, кг/м3
Бентонит 40 - 50
Na2CO3 0,5
NaOH 1,0
РАС LV 2-3
РАС НV 1-2
ПАГ 30
КСl 50-70
К2SiO3 20
ЛТМ/ПАГ 5
Карбонатный
утяжелитель 0-666
В случае необходимости для улучшения реологических свойств ( вязкости, прочности геля ) используется биополимер, например ХВ- полимер в количестве 2-5 кг/м3.
Свойства раствора
Плотность, г/см3 1,08-1,6
Условная вязкость, сек. 76-78
Пластическая вязкость,
мПас 30-50
Динамическое напряжение
сдвига, дПа 170-330
Статическое напряжение
сдвига, дПа 38-56/83-90
Водоотдача, см3/30 мин.
(АРI) 6-8
Коэффициент трения 0,094-0,097
Скорость увлажнения,
см/час. 1,86-0,43
рН 9,2-8,5
Назначение реагентов
Бентонит - структурообразователь, регулятор водоотдачи
Na2CO3 - реагент для связывания ионов Са++ и Мg++ и
улучшения диспергирования глины
NaОН - регулятор рН
РАС LV - понизитель водоотдачи
РАС НV - понизитель водоотдачи, регулятор вязкости
ПАГ - органический ингибитор глин, смазочная добавка
КСl - ингибитор глин, предотвращающий их межплос-
костную гидратацию
К2SiО3 - цементирующий и консолидирующий ингибитор
ЛТМ/ПАГ - гидрофобизирующая добавка, ответственная за
фирмирование полупроницаемой мембраны
Технология приготовления
К воде добавляется каустическая и кальцинированная сода и бентонит. После одного часа перемешивания глинистая суспензия обрабатывается последовательно ПАГ, РАС, КСl и К2SiО3.
9.1.4. Системы растворов на неводной основе
Положительная современная оценка буровых растворов на углеводородной основе ( РУО ) как систем альтернативных водным растворам, способных предупреждать осложнения при бурении за счет снижения или полного исключения гидратации горных пород, способных резко снижать повреждение продуктивных пластов при вскрытии, обладающих высокими термостойкостью, поглощающей способностью и нейтрализующим действием в отношении сероводорода и углекислого газа, в основном однозначна и следует из физико- химической природы этих растворов.
РУО - это специальные промывочные жидкости, позволяющие решать задачи, которые при использовании растворов на водной основе требуют значительно больших затрат, или же не могут быть решены.
Опыт промышленного применения РУО позволяет в настоящее время выявить ряд, присущих только ему, достоинств и считать этот тип растворов весьма перспективным в плане получения промывочных систем для бурения скважин в условиях АВПД, высоких температур и агрессии кислых газов.
1. Высокая термостойкость обусловлена тем, что основные материалы и реагенты РУО являются продуктами переработки нефти или высокотемпературного синтеза и в отличие от водных промывочных систем не подвержены термоокислительной деструкции ( ниже температур термического крекинга или синтеза ). Специальный подбор поверхностно - активных веществ и органофильных коллоидных структурообразователей и стабилизаторов обеспечивает температурную устойчивость ряда рецептур РУО до 250 0С. В худшем случае высокие температуры могут привести к росту структурно- реологических показателей раствора, что устраняется достаточно простыми обработками.
2. Минимальное разупрочняющее действие на горные породы обусловлено инертностью углеводородной дисперсионной седы РУО. Глинистые породы практически не набухают в неполярных жидкостях. Эмульгированная водная фаза может быть без ущерба для свойств раствора минерализована вплоть до насыщения хлоридами натрия, кальция, магния, в результате чего резко снижается ее активность. РУО обладают низкой фильтрующей способностью, хотя и повышающейся с ростом температуры, но в значительно меньшей степени, чем у водных буровых растворов. При этом вода в фильтрате отсутствует.
3. Повышенная устойчивость к агрессивному воздействию солей. В отличие от водных промывочных систем поступающая в РУО кристаллическая соль не растворяется в углеводородной среде и не оказывает коагулирующего действия на его дисперсную фазу. В ряде случаев насыщение РУО солями поливалентных металлов стабилизировало его и приводило к снижению структурных показателей. Исследования закономерностей влияния различных типов буровых растворов на изменение скорости пластического течения ( Vпл.) искусственных образцов NaCl, KСl установлено, что РУО в меньшей степени способствует увеличению Vпл.,чем любой другой раствор на водной основе, даже в случае применения перенасыщенных рассолов, полностью исключающих растворение солей. Серьезной проблемой является бурение скважин в условиях проявления полиминеральных пластовых вод. Отличительной особенностью РУО является то, что поступающая минерализованная вода выполняет роль дисперсной фазы и при наличии определенных условий может в той или иной степени эмульгироваться в нем. Процесс насыщения обычно идет до определенного предела, после чего поступление воды не приводит к образованию стойких эмульсий. При остановках циркуляции избыточный объем воды отделяется и может быть сброшен.
4. Устойчивость к воздействию Н2S и СО2. В отличие от водных буровых растворов РУО обладает более высокой поглотительной способностью и устойчивостью к воздействию сероводорода. Практически все органические компоненты РУО ( дисперсионная среда, ПАВ, органофильные коллоиды) в той или иной степени вступают в реакцию с сероводородом, образуя при этом устойчивые сероорганические соединения. Наличие в составе ряда рецептур РУО значительного количества гидроокиси кальция обеспечивает сохранение достаточно высокого рН даже при полном насыщении раствора сероводородом. РУО совместим со всеми известными нейтрализаторами сероводорода ЖС-7, СНУД, МnО2, ZnO и т. д. ). Свойства исходных материалов и физико- химические принципы получения РУО позволяют подбирать рецептуры растворов, не оказывающих коррозионного воздействия на бурильные и обсадные трубы. Более того, создание на поверхности труб пленки ( углеводород - ПАВ) предохраняет их от агрессивного воздействия кислых газов.
Типичными представителями РУО являются известково- битумные растворы (ИБР ).
В ОАО “НПО “Бурение” совместно с РГУ нефти и газа разработаны системы ИБР, компонентный состав которых представлен в таблице 9.1.1.
Все представленные рецептуры унифицированы, что позволяет без значительных затрат существенно усиливать их те или иные свойства, необходимые для бурения скважин в конкретных геологических условиях.
В табл. 9.1. показана устойчивость разработанных РУО, например к действию рапы.
Таблица 9.1.
Дата: 2019-02-02, просмотров: 352.
