Промывка скважин и буровые растворы

Наличие воды в  фильтрате  Нет

Свойства ЭИБР регулируют аналогично регулированию  свойств ИБР.

Высококонцентрированный ннвертный эмульсионный раствор (ВИЭР)

разработан во ВНИИБТ и относится к системам на нефтяной основе, получаемым с помощью специального эмульгатора - эмультала. ВИЭР предназначен для применения при бурении скважин с забойной температурой, не превышающей 70 °С. В указанных условиях ВИЭР устойчив при наличии большого количества выбуренной породы и отличается высокой стабильностью свойств.

Состав  ВИЭР в расчете на 1 м³: дизельное топливо или нефть 450 л; водный раствор соли MgCl₂, CaCl₂ или NaCl₂ 450 л, СМАД 30-40 л; эмульгатор (эмультал) 15-20 л; бентонит 10-15 кг, барит - до получения необходимой плотности раствора.

Термостойкость  ВИЭР на основе эмультала можно повысить введением в его состав окисленного битума в виде 15-20%-ного битумного концентрата.

При температуре  до 100 °С концентрация битума должна составлять 1 % (10 кг на 1 м³), при 100-120 °С - 2 % (20 кг на 1 м³), при более высокой температуре (140-150 °С) - 3 % (30 кг на 1 м³).

Помимо основных технологических  свойств, характерных для буровых  растворов и измеряемых общепринятыми  методами, для ВИЭР характерны следующие  показатели.

Электростабильность, В  100

Глиноемкость, %  20

Показатель фильтрации, см³/30 мин  0,5

Наличие воды в фильтрате  Нет

Термостойкий инвертно-эмульсионный раствор (ТИЭР) разработан совместно ВНИИБТ и СевКавНИПИнефтью. ТИЭР - инвертная эмульсия на основе мыльного олеогеля (наиболее жирных кислот окисленного пет- ролатума), катионоактивных ПАВ (АБДМ-хлорида) и органофильных глин, получаемых путем модификации бентонита в среде базовой эмульсии. Применяют его при бурении скважин с забойной температурой до 200 °С.

Преимущества  ТИЭР заключаются в низкой эффективной  вязкости, высоких сдвиговом разжижении и выносящей способности, обеспечиваемой быстрым восстановлением вязкости выше зоны забоя и большой скоростью набора прочности структуры.

Оптимальные составы базового ТИЭР с различным  пределом термостойкости приведены в табл. 7.7, а составы утяжеленных эмульсий в зависимости от их плотности, водомасляного отношения и концентрации орга- ноглины - в табл. 7.8.

Основные  показатели, характеризующие устойчивость эмульсии для ТИЭР, должны находиться в следующих пределах.

Электростабильность, В  250-450

Показатель фильтрации при 150 °С, см³/30 мин  2-3

Наличие воды в фильтрате  Нет

Общепринятые технологические  показатели обычно соответствуют следующим  значениям: пластическая вязкость п_пё = 60-90 мПа-с, СНС₁ = = 12-85 дПа, СНС₁₀ = 24-110 дПа. Пластическую вязкость и статическое напряжение сдвига снижают добавкой небольших количеств дизельного топлива или неутяжеленной базовой эмульсии.

Таблица 7.7

Оптимальные составы термостойких эмульсий

Соотношение фаз (вода: масло)	Концентрация бентонитовой глины, %			Предел термостойкости, °С
	черкасской	саригюхской	асканской
60 : 40	2	1,5	1	100
60:40	3	2	1,5	125
60 : 40	-	3	2	150
50 : 50	-	5	4	180
40 : 60	-	6	5	200

Примечание. Содержание мыльного эмульгатора: 4 % СМАД и 2 % СаО.

 

 

Таблица 7.8

Оптимальные составы утяжеленных  ТИЭР

Соотношение фаз (вода: масло)	Концентрация органоглины, %	Плотность эмульсии, г/см3	Предел термостойкости, °С
60:40	3	1,25	150
50:50	3	1,5	150
40:60	3	2,6	180
30:70	4	2,25	200
20:80	5	2,5	200

 

Разбуриваемые глинистые породы не накапливаются  в циркулирующей эмульсии, полностью выносятся из скважины и легко отделяются от нее с помощью вибросит, имеющих размеры ячеек не более 0,6 — 0,8 мм.

Термостойкая инвертная эмульсия на основе порошкообразного эмульгатора эмульсина ЭК-1 разработана в б. ВНИИКРнефти. Она обладает высокой устойчивостью к действию температур (до 200 °С) и солевой агрессии. Отсутствие в ее составе водорастворимых ПАВ обеспечивает стабильность ее свойств в процессе бурения.

Содержание хлорида кальция в водной фазе инвертной эмульсии может быть увеличено до 20 — 25 %. Это обеспечивает повышенную устойчивость стенок скважины в глинистых разрезах.

Показатели  свойств инвертной эмульсии могут  изменяться в широких пределах.

Плотность, г/см³  1,03 — 2,1

Условная вязкость, с  150 — 200

СНС1/10, дПа  3-24/12-48

Показатель фильтрации, см³/30 мин  3-6

Электростабильность, В  250-500

Глиноемкость, г/л, не менее  225

Наличие воды в фильтрате  Нет

7.3.5. ГАЗООБРАЗНЫЕ  ПРОМЫВОЧНЫЕ АГЕНТЫ

В качестве газообразных агентов при бурении  скважин используют воздух от компрессорных  установок, природный газ из магистральных  газопроводов или близлежащих газовых скважин, выхлопные газы двигателей внутреннего сгорания (ДВС). Хотя вид агента не оказывает значительного влияния на технологический процесс бурения, тем не менее при выборе газообразного агента необходимо учитывать не только экономическую сторону, но и безопасность проведения буровых работ.

Как в  СНГ, так и за его рубежами наибольшее распространение получили бурение скважин и вскрытие продуктивного пласта по схеме прямой циркуляции с использованием сжатого воздуха или газа.

При использовании  природного газа от действующей скважины или магистрального газопровода  на нагнетательной линии к буровой установке располагают редукционный клапан, регулирующий расход. Далее на линии устанавливают спускные краны и влагоотделители. Газ, выходящий из скважины, сжигают с помощью факела на конце выкидной линии (длиной не менее 80-100 м). Если газ используют вторично (при замкнутой системе циркуляции), то его предварительно очищают от шлама и влаги в сепараторах, трапах и фильтрах, а затем подают в компрессор. Такая схема хотя и громоздка, но более экономична, так как способствует снижению суммарного расхода газа на бурение.

Аналогичная схема используется и при бурении  с продувкой воздухом.

Наиболее  распространенный и эффективный  способ преодоления небольших и средних притоков пластовой воды - применение пенообра- зующих ПАВ. Предельное значение притока пластовых вод для бурения с очисткой забоя воздухом с добавкой ПАВ составляет около 120 л/ч. При притоках воды в указанном выше количестве использование ПАВ предотвращает образование шламовых пробок и уменьшает возможность возникновения осложнений. 

Оптимальная концентрация пенообразующих ПАВ в зависимости  от минерализации пластовой воды

ПАВ	Оптимальная концентрация ПАВ, % к  объему воды (в пересчете на активное вещество)	Характеристика пластовой воды		Отношение допустимой концентрации шлама к объему воды
		Химический тип	Степень минерализации
Сульфонол НП-1	0,23	Гидрокарбонат-	Пресные и слабоми	1:2-1:1
		но-кальциевые,	нерализованные (р =
		сульфатные и	= 1,0015 г/см3, жест
		хлоридные	кость « 0,09 моль/кг)
«Прогресс»	0,1	То же	То же	1:2-1:1
ОП-10	0,1	«	«	4:1-1:1
ОП-7	0,1	«	«	4:1-1:1
КАУФЭ-14	0,12	«	«	1:2
Азолят А	0,1	«	«	1:2
«Прогресс»	0,2	Сульфатно-	Среднеминерализован-	1:2
		натриевые	ные и минерализо
			ванные (р = 1,0015 -
			- 1,0283 г/см3, жесткость
			0,09-1,43 моль/кг)
ОП-10	0,2	То же	То же	4:1-1:1
ОП-7	0,2	«	«	4:1-1:1
Сульфонол НП-1	0,42	«	«	1:2
«Прогресс»	1-1,2	«	Рассолы (р =1,19 г/см3)	1:2

Примечание. Рабочая температура 20-50 °С.

 

Некоторые из ПАВ, рекомендованные научно-исследовательскими институтами для бурения с использованием газообразных агентов, приведены в табл. 7.9.

Пена  представляет собой агрегативно-неустойчивую дисперсную систему, состоящую из пузырьков газа (дисперсная фаза), разделенных пленками жидкости или твердого вещества (дисперсионная среда). Более широко на практике применяют пены с жидкой дисперсионной средой.

Пены  могут эффективно использоваться при  бурении скважин в твердых породах (известняках, доломитах), многолетнемерзлых породах, пористых поглощающих горизонтах, при вскрытии продуктивных пластов, освоении и капитальном ремонте скважин, если пластовое давление составляет 0,3-0,8 гидростатического.

Для получения  устойчивой пены в жидкой фазе кроме  растворителя должен находиться хотя бы один поверхностно-активный компонент, адсорбирующийся на межфазной поверхности раствор - воздух.

Для повышения  стабильности пен в них добавляют  реагенты- стабилизаторы (КМЦ, ПАА, ПВС), увеличивающие вязкость растворителя и способствующие замедлению процесса истечения жидкости из пленок.

Из  неорганических анионов в наибольшей степени способствуют пе- нообразованию  фосфаты. Влияние катионов существенно  меньше.

Для получения устойчивой пены состав (в г/л) пенообразующего раствора должен быть следующим.

Пенообразующее ПАВ (в зависимости  от молекулярной массы)  0,5-5

Полимер-стабилизатор пены (КМЦ, ПАА, ПВС)  0,2-0,75

Электролиты (тринатрийфосфат, NaCl)  0,1-0,5

Вода  Остальное

В состав менее устойчивых пен вводят 0,5-10 г/л пенообразующего ПАВ, остальное  вода.

Всесторонне пенную систему можно охарактеризовать следующими основными свойствами:

1. пенообразующей способностью (вспениваемостью) - объемом пены (в мл) или высотой ее столба (в мм), который образуется из постоянного объема раствора при соблюдении определенных условий в течение данного времени;
2. кратностью пены р - отношением объема пены У_п к объему раствора У_ж, который требуется для ее образования:

в = К/Уж

3. стабильностью (устойчивостью) пены, временем существования определенного объема пены;
4. дисперсностью - средним размером пузырьков или распределением пузырьков по размерам;
5. механическими свойствами - относительной плотностью, зависящей от соотношения жидкой и газовой фаз, которая может колебаться от 0,5 р (где р - плотность жидкости) до 0, и прочностью структуры (СНС).

Наиболее  распространен в промышленности диспергационный способ получения  пен, при котором пена образуется в результате интенсивного совместного  диспергирования пенообразующего  раствора и воздуха.

Технологически  это осуществляется действием движущихся устройств (перемешивающих мешалок) на жидкость в атмосфере газа, эжектировани- ем воздуха движущейся струей раствора, пропусканием струи газа через слой жидкости (в барботажных или аэрационных установках).

При приготовлении  и применении пен необходимо учитывать следующие факторы:

1. мыла жирных кислот имеют максимальную пенообразующую способность при рН = 8-9;
2. алкиларилсульфонаты обладают хорошей пенообразующей способностью при любых значениях рН, кроме рН > 12;
3. пенообразующая способность ПАВ не изменяется при рН = 3-9;
4. пенообразующая способность ПАВ увеличивается с повышением температуры до 90 °С;
5. чем меньше поверхностное натяжение, тем выше пенообразующая способность;
6. соли-жидкости подавляют пенообразование;
7. полимерные реагенты-стабилизаторы повышают структурно-механические свойства пен.

Приготовленную пену нагнетают  в скважину до полной очистки ее от глинистого раствора, воды и шлама.

7.3.6. ТЯЖЕЛЫЕ  ЖИДКОСТИ

Тяжелые жидкости - растворы (или рассолы) солей (преимущественно галогенидов щелочных или щелочно-земельных металлов) или их смесей, не содержащие твердых частиц, с добавкой или без добавки полимеров, ограничивающих фильтрацию.

Основное  назначение тяжелых жидкостей - вскрытие продуктивных горизонтов, заканчивание и глушение скважин с давлениями в продуктивных пластах, превышающими гидростатическое, с целью предотвращения кольматации продуктивного пласта. При этом (по зарубежным данным) в 2-5 раз увеличивается его нефтеотдача.

В качестве тяжелых жидкостей в зависимости от требуемой плотности могут использоваться хлориды натрия и кальция, а также бромид кальция. Некоторые свойства этих солей и их насыщенных растворов приведены ниже.

Соль	NaCl	CaCl	CaBr2
Плотность сухого вещества, г/см3	2,16	2,51	3,35
Свойства раствора при температуре 20 °С: плотность, г/см3
	1,2	1,4	1,82
содержание соли, %	26,4	39,86	58,84