Буровые растворы

1.7.1 Общие положения

Параметры, тип бурового раствора и химические реагенты для его обработки выбраны с учетом следующих требований:

- наличие токсикологического паспорта на буровой раствор;

- снижение до минимума отрицательного воздействия бурового раствора на продуктивность объектов;

- 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 глинистом растворе или растворе оставшемся от бурения предыдущей скважины.

При бурении под кондуктор проходят сквозь слой рыхлых песчаников и неустойчивых глинистых отложений. В связи с этим требуется решать следующие основные проблемы: укрепление стенок скважины, увеличение выносной способности бурового раствора при относительно невысокой скорости восходящего потока. Данные задачи решаются с использованием глинистых буровых растворов с высоким содержанием активной глинистой фазы, высокоэффективных полимеров – структурообразователей, и применением химических реагентов флокулирующей направленности, поддержанием низкой температуры. Для бурения под кондуктор проектом предусматривается буровой раствор, приготовленный из бентонитового глинопорошка, обработанный химическими реагентами. Предусматривается использовать раствор, оставшийся от бурения направления.

При бурении под эксплуатационную колонну основные осложнения, которые встречаются, следующие: это поглощения бурового раствора и водопроявления при прохождении отложений сеномана, предупреждение прихвата бурильного инструмента при прохождении через проницаемые пласты скважины, осыпи обвалы в интервалах Березовской – Алымской свит. И основна задача, которую следует решать – это сохранение коллекторских свойств продуктивных пластов.

Основываясь на большом опыте бурения скважин в Западной Сибири, рекомендуются следующие технологические приемы и мероприятия для снижения осложнений при проводке ствола под направление и кондуктор:

- температура раствора должна поддерживаться на минимальном уровне;

- для бурения в верхних неустойчивых отложениях следует использовать буровой раствор с максимально технологически допустимой вязкостью. Это позволяет улучшить очистку скважины от песка и гравия и предотвратить возможное оседание песка в емкостях;

- интервал четвертичных отложений, а также верхнего палеогена следует пробурить с максимально возможной скоростью для сокращения времени контакта раствора с породой и снижения размыва стенок скважины;

- оборудование очистки раствора должно работать постоянно (включая гидроциклоны). Сетки на виброситах следует использовать с более мелким размером ячеек для увеличения эффективности первой ступени очистки. Использование центрифуги рекомендуется в периодическом режиме, ввиду высокого содержания песка в растворе во время бурения под направление и кондуктор.

Для бурения под направление и кондуктор рекомендуется использовать стандартный глинистый буровой раствор с повышенной вязкостью. Компонентами раствора являются высококачественный бентонитовый глинопорошок (натриевый монтмориллонит) и полимер с высокой молекулярной массой (унифлок). С глубины 300 м возможно добавление в раствор высоковязкой полианионной целлюлозы КМЦ. Бентонитовый глинопорошок служит для увеличения вязкости раствора, придания ему тиксотропных свойств, формирования фильтрационной корки. Унифлок увеличивает выход бурового раствора из бентонита и эффективно загущает его. КМЦ идеально подходит для снижения водоотдачи и увеличения вязкости глинистых растворов (обладает загущающим действием). При бурении вязкость раствора следует поддерживать на максимальном уровне для эффективного выноса крупного песка и гравия.

Бурение из-под кондуктора начинается с промывкой забоя глинистым раствором, обработанным химическими реагентами (структурообразователи, разжижители и т.п.). Во избежание изменений параметров бурового раствора вследствие наработки, во время разбуривания глинистых отложений, обработка раствора химреагентами должна проводиться периодически.

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

- репрессия на пласт от гидростатического давления столба бурового раствора должна быть минимальной и, в то же время, она должна отвечать требованиям п.2.7.3.3 ПБ 08-624-03;

- импульсы гидродинамического давления при спускоподъемных 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 35дПа) и предельного динамического напряжения сдвига (свыше 80дПа) с целью предупреждения возникновения высоких импульсов давления и больших гидравлических потерь. Низкая пластическая вязкость обеспечивается малым содержанием наработанной 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 наряду с регулированием параметров твёрдой фазы;

- раствор должен иметь низкую фильтратоотдачу и формировать тонкую корку на стенках скважины;

- 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;

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

При разбуривании цементных стаканов в направлении и кондукторе, буровой раствор обработать кальцинированной содой или бикарбонатом натрия (NaHCO₃), которые нейтрализуют воздействие цемента на буровой раствор.

На месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» при бурении из-под кондуктора в глинистых отложениях Ганькинской, Березовской, Кузнецовской и Покурской свит происходит значительное повышение вязкости и плотности бурового раствора за счет диспергирования и перехода глинистых пород из разбуриваемых интервалов в буровой раствор. Традиционно для снижения вязкости (наработки) бурового раствора применяется НТФ (нитрилтриметиленфосфоновая кислота). Кроме того буровой раствор периодически обрабатывается разбавлением водными растворами реагентов понизителей водоотдачи (КМЦ, Унифлок). Так как НТФ является кислотой, рН бурового раствора снижается, и после бурения глинистых отложений Покурской свиты для его повышения применяют каустическую соду или другие щелочные химические реагенты. При низких значениях рН отечественные и импортные понизители водоотдачи работают неэффективно. После применения НТФ параметры раствора стабилизируются и в дальнейшем трудно поддаются регулировке.

Предлагается в начале бурения из-под кондуктора обрабатывать раствор реагентом ГКЖ-10, -11 (гидрофобизирующая кремнийорганическая жидкость) в количестве 0, 15-0, 3%. ГКЖ является гидрофобизирующей добавкой, предотвращающей диспергирование, гидратацию и переход глин в буровой раствор. Обеспечивает сохранение хороших реологических свойств раствора при бурении в глинистых отложениях. Кроме того ГКЖ термостойка до 200 °С и придает термостойкость буровому раствору.

По результатам применения ГКЖ при бурении скважин установлено, что наработки раствора не происходит (нет повышения вязкости раствора без каких-либо дополнительных обработок, значения рН находится в пределах проектных значений). При обработке понизителями водоотдачи эффективно снижается показатель фильтрации бурового раствора, следовательно, сокращается общий расход понизителей водоотдачи, снижается толщина фильтрационной корки, по сравнению с растворами, обрабатываемыми НТФ.

При бурении под кондуктор для обработки бурового раствора применяют ГКЖ, КМЦ, унифлок, ФК- 2000.

Малоглинистый раствор «Порофлок» для первичного вскрытия нефтяного пласта представляет собой суспензию высокоактивной бентонитовой глины, с добавлением мела, обработанную кальцинированной содой, смазочными добавками. В качестве понизителя фильтрации используется КМЦ и унифлок.

1.7.2 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-700, КМЦ-7Н-ТС, Торос-2, Tylose. 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.

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 – гидрооксид натрия (NaOH). Гранулированное или хлопьевидное вещество белого цвета, хорошо растворяется в воде, плотность 2130 кг/м³. Применяется для поддержания нужного 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.

Кальцинированная сода (углекислый натрий) Na₂CO₃ – порошок белого цвета, плотность 2500 кг/см³, плохо растворяется в воде. Имеет сильнощелочную реакцию (рН=12). Является одним из средств для смягчения жесткой воды. Применяется для связывания ионов Са в растворах, содержащих цемент. Часто используется предварительная обработка бурового раствора кальцинированной содой в соотношении 0, 7 кг/м³ перед разбуриванием цементного стакана. Поставляется в 5-слойных бумажных мешках по 50 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.

Унифлок - порошок оранжевого, иногда кремового цвета, хорошо растворимый в воде. Поставляется в полиэтиленовых мешках весом 30кг. Водный раствор его имеет щелочную реакцию (для 0, 1%-го раствора рН=11), реагент совместим с КМЦ, КССБ. Применяется в качестве загустителя буровых растворов.

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.

ТБФ – трибутилфосфат. Предназначен для предупреждения образования и гашения пены в буровых растворах.

КССБ – конденсированная сульфат-спиртовая барда. Тонкодисперсный пылящий порошок темно-коричневого цвета. Предназначена для снижения фильтрации буровых растворов.

Технические условия на производство компонентов бурового раствора и виды товарной упаковки приведены в таблице 7.1.

Таблица 7.1 Технические условия на производство и виды товарной упаковки компонентов бурового раствора