Выбор раствора по интервалам бурения скважин

Анализ используемых буровых растворов

Параметры, типы буровых растворов и химические реагенты для их обработки выбраны с учетом следующих требований:

наличие токсикологического паспорта на буровой раствор;

снижение до минимума отрицательного воздействия бурового раствора на продуктивность нефтяных пластов;

снижение до минимума техногенной нагрузки на окружающую природную среду;

предупреждение осложнений в процессе бурения и крепления;

доступность и технологическая эффективность химреагентов;

экономически приемлемая стоимость бурового раствора.

Бурение под направление начинается на свежеприготовленном буровом растворе, обработанном химическими реагентами.

При бурении под кондуктор проходят сквозь слой многолетней мерзлоты, рыхлых песчаников и неустойчивых глинистых отложений. В связи с этим требуется решать следующие основные проблемы: укрепление стенок скважины, уменьшение растепляющего действия бурового раствора, увеличение выносной способности бурового раствора. Данные проблемы решаются с использованием высокоэффективных полимеров — структурообразователей, поддержания низкой температуры, образования прочной фильтрационной корки, созданием высокой скорости потока раствора.

При бурении под эксплуатационную колонну основные проблемы, которые требуется решать, следующие: предупреждение осыпей и обвалов отложений березовской свиты, предупреждение поглощения раствора и водопроявлений при прохождении отложений Покурская и Новомихаиловская, предупреждение прихвата бурильного инструмента при прохождении через проницаемые пласты и главная проблема — это сохранение коллекторских свойств объектов добычи.

Бурение из-под кондуктора начинается с промывкой забоя буровым раствором, обработанным химическими реагентами, содержащим химические реагенты (структурообразователи, разжижители и т. п.) Углубление скважины на таком растворе продолжается до глубины на 100−150 м выше кровли верхнего нефтеносного горизонта. Достигнув указанной глубины, целесообразно переходить на новый буровой раствор, предназначенный для первичного вскрытия продуктивных пластов с сохранением их коллекторских свойств.

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

• 1. Репрессия она должна быть минимально необходимой и в то же время должна отвечать требованиям. Это связано с тем, что существующие буровые установки не оснащены соответствующим устьевым оборудованием (например, вращающимся превентором) и не позволяют осуществлять процесс бурения при закрытом устье скважины (с избыточным давлением на устье);
• 2. Импульсы гидродинамического давления при спуско-подъемных операциях и возобновлении циркуляции раствора должны быть также минимальные. Это достигается, при прочих равных условиях, при низкой пластической вязкости раствора, низких значениях СНС и невысоких значениях динамического напряжения сдвига (ДНС). Запрещается допускать высокие значения СНС₁₀ (свыше 4 Па) и предельного динамического напряжения сдвига (свыше 3 Па) с целью предупреждения возникновения высоких импульсов давления и больших гидравлических потерь. Низкая пластическая вязкость обеспечивается малым содержанием твердой фазы в растворе, т. е. выбуренная порода не должна переходить в раствор, иными словами, должно быть обеспечено ингибирование системы и должна быть организована хорошая очистка раствора от выбуренной породы. Параметры СНС и ДНС регулируются типом и концентрацией реагента-структурообразователя и реагента-понизителя вязкости;
• 3. Раствор должен иметь низкую фильтратоотдачу и формировать тонкую корку на стенках скважины;
• 4. Фильтрат раствора должен иметь низкое поверхностное натяжение на границе с пластовой нефтью и обладать обратимой гидрофобизирующей способностью по отношению к поверхности поровых каналов нефтяного пласта;
• 5. Минерализация и солевой состав фильтрата раствора и погребенной воды пласта должны соответствовать друг другу (это требование по разным причинам трудно реализуемо на практике);

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

При бурении под кондуктор в Западной Сибири для обработки бурового раствора применяют КМЦ и высокомолекулярные синтетические акриловые полимеры (гипан, унифлок и др.), поскольку акриловые полимеры ингибируют буровой раствор и глинистые отложения разреза, благодаря чему обеспечивают ровный ствол скважины и бурение без осложнений.

При бурении под эксплуатационную колонну для снижения вязкости буровой раствор при необходимости обрабатывается НТФ. Поскольку свойства раствора улучшаются при рН=8−9, в буровой раствор при бурении под кондуктор и эксплуатационную колонну добавляется каустическая сода NaOH для поддержания указанных значений рН.

До начала 90-х годов повсеместно применяли буровой раствор, содержащий достаточно большое количество нефти в качестве смазочной добавки. Однако, в связи с ужесточением в последние годы экологических требований к производству буровых работ, возникла необходимость применения малоопасного для окружающей среды бурового раствора. Применение такого раствора стало возможным благодаря использованию малотоксичных химреагентов и материалов, включая экологически безопасные смазочные добавки и противоприхватные средства. В настоящем проекте предусматривается использовать в качестве смазочной добавки ФК-2000 и графит. ФК-2000 получен из растительных масел и рыбожировых отходов.

Малоглинистый раствор для первичного вскрытия нефтяного пласта представляет собой суспензию высокоактивной бентонитовой глины, обработанную каустической содой NaOH для поддержания рН в пределах8−9, смазочной добавкой и ПАВ, обладающего способностью понижать поверхностное натяжение фильтрата и гидрофобизировать поверхность поровых каналов пласта-коллектора. В качестве понизителя поверхностного натяжения фильтрата и гидрофобизатора пласта могут быть использованы анионные и катионные ПАВ или их смесь, например, реагент сульфонол и др. В качестве понизителя вязкости раствора, который одновременно придает раствору ингибирующие свойства и улучшает реологические свойства, могут служить известные реагенты, в частности НТФ.

Химические реагенты для приготовления и обработки бурового раствора:

Карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ) — натриевая соль простого эфира целлюлозы и гликолевой кислоты. Чем выше степень полимеризации КМЦ, тем выше ее термостойкость и стабилизирующее действие на буровой раствор, поэтому наиболее эффективны реагенты марок КМЦ-600 и КМЦ-700. Представляет собой мелкозернистый порошкообразный материал белого или кремового цвета, содержание влаги не более 10%. Хорошо растворяется в воде. Производится в соответствии с ТУ 6−55−40−90, поставляется в бумажных мешках массой по 20 кг. Применяется для регулирования фильтрационных свойств буровых растворов.

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

КССБ принимается для снижения вязкости пресных растворов, вызывает пенообразование. При использовании КССБ необходимо применять пеногаситель.

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

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

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

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

Унифлок — относится к полимерам акрилового ряда. Представляет собой порошок оранжевого или кремового цвета. Растворяется в воде. Применяется для эффективного повышения вязкости буровых растворов. Приготавливается в виде водного раствора с концентрацией, не превышающей 3%. Поставляется в бумажных мешках массой 30 кг.

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