Промывка скважин и буровые растворы

Полимерные недисперги- рующие

На пресной  и морской воде

Ингибирующие

 

Г

Si

а; а: в «о в

гл S

vis

в а;

S ®

§s

s а; в

К

If ^s

а <а S -а

aitf

U 5

56

ад S

гг

■а

а

s

а

I

«а в

ад  as

181

«Гв.® OS?

	ад
	■а
	«0
ад	а
	S!
41	■5
S
	в SB
*	^
ft,	S
в
3

 

ад
3
а;
а;
в	ад
в	50
а.	ад
в
г
а:	ь:
as	с
5	5
£	а
ч	ч

 

Рис. 7.4. Классификация буровых растворов 

Растворы на нефтяной основе

Газообразные  растворы

 

Безводные

Соленасы- щенные

Газы

Пены

Инвертные эмульсии

Си

из

о

>>

а;

56 О

а: а

U со

as

.5

S " в 5 2i

а 3

§ у

SS3

а.

и 5

'3 з

а: а; й

3

■а

I

а; а; в  «о

о

г*1

as

ч

5!

а

5J §

а

а а: в

I

ад

«в «

5 «

в

м

-г:

m ад «о

S

5

а: в

S- =

со

eq

 

характер их действия. Тип бурового раствора, его компонентный состав и границы возможного применения устанавливают, исходя из геологических  условий: физико-химических свойств  пород и содержащихся в них  флюидов, пластовых и горных давлений, забойной температуры.

7.3.1. БУРОВЫЕ  РАСТВОРЫ НА ВОДНОЙ ОСНОВЕ

В результате использования в качестве бурового раствора технической и морской  воды вместо глинистого раствора проходка на долото повышается на 15 — 20 %, а механическая скорость проходки — на 25 — 40 %.

Однако вода как буровой раствор имеет недостатки: в перерывах между циркуляциями она не удерживает шлам в скважине во взвешенном состоянии, глинистые отложения набухают, разупрочняются, снижается устойчивость ствола скважины. Поэтому применение воды как эффективного бурового раствора допустимо лишь при бурении сравнительно неглубоких скважин в твердых неглинистых породах карбонатно-песчаного комплекса, а также в гипсах и других отложениях.

Фильтрация  воды в продуктивные пласты резко  снижает их нефтеотдачу вследствие создания водяного барьера, образования устойчивых водо- нефтяных эмульсий, набухания содержащихся в пласте глинистых минералов, препятствующих притоку нефти в скважину, что серьезно затрудняет освоение и ввод скважин в эксплуатацию.

Нестабилизированные глинистые растворы (суспензии) и суспензии из выбуренных пород представляют собой водные суспензии, образованные в процессе бурения путем «самозамеса» из разбуриваемых пород.

Применяют их в основном при бурении с  поверхности в устойчивом разрезе, сложенном малопроницаемыми породами. В зависимости от типа исходной глины и состава разбуриваемых пород такие растворы имеют в среднем следующие показатели: плотность 1,05—1,24 г/см³, условную вязкость 25 — 50 с; показатель фильтрации, СНС и рН не регламентируются.

В процессе бурения показатели нестабилизированных  глинистых суспензий из выбуренных пород регулируют, разбавляя их водой.

Гуматные растворы — это буровые глинистые растворы, стабилизированные углещелочным реагентом (УЩР). Применяют такой раствор при бурении в сравнительно устойчивом разрезе, в котором отсутствуют набухающие и диспергирующиеся глинистые породы. Допустимая минерализация для гуматных растворов не более 3 %, термостойкость их в этих условиях не превышает 120—140 °С. В отсутствие минерализации фильтрация гуматных растворов остается небольшой даже при температуре 200 °С, однако при высокой температуре усиливается загустевание раствора.

В зависимости  от коллоидальности глины и жесткости  воды на приготовление 1 м³ гуматного раствора требуется (в кг): глины 50 — 200, сухого УЩР 30 — 50, Na₂CO₃ 3 — 5 (при необходимости), воды 955 — 905, утяжелитель добавляют до необходимой плотности раствора. При этом обеспечивается возможность получения растворов со следующими свойствами: плотность 1,03 — 2,2 г/см³, условная вязкость 20 — 60 с, СНС₁ = 18-60 дПа, СНС₁₀ = 36-120 дПа, показатель фильтрации 4—10 см³/30 мин, рН = = 9-10.

На  повторные обработки в процессе бурения требуется 3 — 5 кг УЩР на 1 м³ раствора. УЩР совместим с большинством реагентов (полиакрила- тами, лигносульфонатами, КМЦ); для предотвращения загустевания при забойных температурах выше 100 °С раствор обрабатывают УЩР в сочетании с хроматами (0,5—1 кг на 1 м³ раствора).

Лигносульфонатные растворы - буровые глинистые растворы, стабилизированные лигносульфонатными реагентами (иногда в сочетании с УЩР).

Используются  при разбуривании глинистых отложений, гипсов, ангидритов и карбонатных пород. Главной функцией лигносульфонатных реагентов является понижение вязкости, основанное на сочетании стабилизирующего и ингибирующего эффектов. Ингибирующее действие кальциевой ССБ в пресных растворах мягче, чем действие извести. Раствор термостоек до 130 °С.

При бурении  в глинистых разрезах наиболее эффективно разжижается раствор при комбинированных обработках ССБ и УЩР.

В зависимости  от качества исходной глины на приготовление 1 м³ лиг- носульфонатного раствора требуется (в кг): глины 80 — 200, ССБ 30 — 40, УЩР 10-20, NaOH 5-10, пеногасителя 5-10, воды 940-900, утяжелителя — до получения раствора необходимой плотности.

Указанные пределы компонентного состава  обеспечивают получение растворов  с показателями: плотность 1,06-2,2 г/см³, условная вязкость 18-40 с, показатель фильтрации 5-10 см³/30 мин, СНС₁ = 5-45 дПа, СНС₁₀ = 12-90 дПа, рН = 8-10.

Хромлигносульфонатные растворы - буровые глинистые растворы, стабилизированные хромлигносульфонатными (феррохромлигносульфо- натными) реагентами (окзил, ФХЛС, КССБ-4) или указанными реагентами в сочетании с полимерами (КМЦ, М-14, метас, гипан). Эти растворы предназначены для разбуривания глинистых и аргиллитоподобных пород при высоких забойных температурах. Они отличаются более высокой по сравнению с гуматными и лигносульфонатными растворами устойчивостью к загущающему действию глин и более высокой термостойкостью (до 180 °С).

Наибольший  разжижающий эффект достигается  при рН бурового раствора 9-10.

На  приготовление 1 м³ раствора только на основе хромлигносульфо- натных реагентов (в пересчете на сухое вещество) необходимо (в кг): глины 80-200, окзила (или ФХЛС) 10-20, КССБ-4 40-30, NaOH 2-5, Na₂Cr₂O₇ (или K₂Cr₂O₇) 0,5-1, пеногасителя 3-5, воды 940-900, утяжелителя - до получения требуемой плотности.

Показатели  раствора: плотность 1,06-2,2 г/см³, условная вязкость 1840 с, показатель фильтрации 4-10 см³/30 мин, СНС₁ = 6-45 дПа, СНС₁₀ = = 12-90 дПа, рН = 9-10.

Для приготовления 1 м³ хромлигносульфонатного раствора, в состав которого входят полимерные реагенты, в пересчете на сухие вещества необходимо (в кг): глины 40-100, NaOH 3-5, полимерного реагента (КМЦ, М-14, метас и др.) 3-5, окзила 30-50, хроматов 0,5-1, воды 965-925, утяжелителя - до получения раствора необходимой плотности.

Показатели  раствора: плотность 1,03-2,2 г/см³, условная вязкость 2560 с, показатель фильтрации 3-6 см³/30 мин, СНС₁ = 18-60 дПа, рН = = 8-9.

В качестве основы для хромлигносульфонатного раствора могут быть использованы глинистая  суспензия, приготовленная из предварительно гидратированной и диспергированной глины, или ранее применявшийся раствор.

В хромлигносульфонатный, как и в лигносульфонатный, можно  перевести любой пресный раствор. Регулирование показателей хромлигносуль- фонатного раствора аналогично лигносульфонатному. Показатель фильтрации регулируется добавками полимерного реагента (0,5—1 кг реагента на 1 м³ бурового раствора).

Полимерные недиспергирующие буровые растворы - водные растворы высокомолекулярных полимеров (акрилатов, полисахаридов), структурированные малыми добавками бентонита, или без него.

Эти растворы предупреждают диспергирование разбуриваемых пород и повышение содержания твердой и глинистой фаз в растворе. Они характеризуются низким содержанием глинистой фазы, что способствует улучшению показателей бурения (повышению механической скорости проходки и проходки на долото).

Главная проблема применения полимерных недиспергирующих растворов — предотвращение обогащения их выбуренной породой. Поэтому в состав раствора вводят специальные реагенты-флокулянты селективного действия (например, гидролизованный полиакриламид — ПАА), флокули- рующие кальциевую глину и грубодисперсную фракцию выбуренной породы.

Термостойкость  полимерных недиспергирующих растворов  зависит от применяемых полимеров. Наибольшую термостойкость (до 250 °С) имеют  растворы на основе акриловых полимеров.

Полимерные  недиспергирующие растворы предназначены  для массового бурения эксплуатационных и разведочных скважин в отложениях, характеризующихся высоким содержанием глин, в том числе (до 80 %) высококоллоидальных и потенциально неустойчивых, и в крепких, устойчивых карбонатно-глинистых разрезах, а также для вскрытия продуктивных пластов.

Полимерные  растворы могут быть безглинистыми. В этом случае раствор представляет собой воду с добавкой полимера, обычно не гидролизо- ванного ПАА, улучшающего реологические свойства воды и ее выносящую способность и флокулирующего выбуренную породу.

Для приготовления 1 м³ полимерного недиспергирующего раствора с низким содержанием высококоллоидной глинистой фазы (в пересчете на сухое вещество) требуется (в кг): глины 40 — 50, полимера (КМЦ, М-14, метас) 4-5, воды 810-850, ПАА 25-50 (0,5%-ного раствора), нефти 100-80, утяжелителя - до получения раствора требуемой плотности.

Показатели  раствора: плотность 1,03-2 г/см³, условная вязкость 2060 с, показатель фильтрации 5-8 см³/30 мин, СНС₁ = 12-60 дПа, СНС₁₀ = = 24-90 дПа, рН = 8-9. Один из основных показателей качества полимерного недиспергирующего раствора - низкое содержание глинистой фазы, объемная доля которого не должна превышать 1,5-2 %.

Для приготовления 1 м³ безглинистого раствора требуется 975-970 л воды и 25-30 кг ПАА (8%-ной концентрации).

Для приготовления  полимерного недиспергирующего  раствора можно использовать пресный  раствор, обработанный УЩР. Предварительно определяют содержание глинистой фазы и при необходимости ее снижения раствор разбавляют водой, а затем вводят 0,5%-ный раствор ПАА из расчета 10-20 л/м³. 

Полимерные недиспергирующие растворы на основе акриловых полимеров

Тип	Номер состава
	1		2		3
	Реагент	Содержание, %	Реагент	Содержание, %	Реагент	Содержание, %
Ингибитор глин	ПАА	0,025 — 0,03	РКП	0,1 — 0,2	ГКЖ-10,	0,4
					ГЖК-11
Понизитель	Сайпан, ги	0,125 — 0,15	«	0,1 — 0,2	М-14	0,2
фильтрации,	пан, НР-5
загуститель
Разжижитель-	НТФ	0,05 — 0,1	ПАК	0,05 — 0,1	НТФ	0,05 — 0,1
дефлокулянт

 

При разбуривании высококоллоидных глин регулирование  реологических свойств полимерных растворов затруднено. В таких случаях в раствор дополнительно вводят неорганические электролиты.

При бурении  в набухающих и неустойчивых глинистых  сланцах используют полимерные недиспергирующие растворы, содержащие два (или более) акриловых полимера различной молекулярной массы, из которых один, обычно высокой (10-15)10⁶ молекулярной массы (ПАА), выполняет функции флокулянта и ингибитора глин, другой — средней (2-6)10⁵ молекулярной массы (сайпан, М-14, метас, гипан, НР-5) — обладает свойствами понизителя фильтрации и загустителя. Обычно их применяют в соотношении 1:5 — 1:10.

В случае повышения содержания глинистой  фазы в растворе используются недиспергирующие разжижители-дефлокулянты (НТФ, ПАК).

Типичные рецептуры полимерных недиспергирующих растворов на основе акриловых полимеров приведены  в табл. 7.4.

7.3.2. ИНГИБИРУЮЩИЕ  РАСТВОРЫ

Для снижения интенсивности перехода выбуренной породы в глинистый раствор, повышения устойчивости стенок скважины используют так называемые ингибирующие растворы, в состав которых входит неорганический электролит или полиэлектролит. Снижение размокаемости и диспергирования выбуренных шламов достигается в результате:

а) ввода в суспензию электролита, содержащего поливалентный катион (гипс, хлорид кальция);

б) добавки солей поливалентных металлов, переводящих растворы в гидроокиси;