Буровые растворы, применяемые при строительстве нефтяных скважин

Размещено на http://allbest.ru

Размещено на http://allbest.ru

Оглавление

Введение

1. Геологический раздел

2. Выбор, обоснование вида промывочной жидкости и регулирование её параметров по интервалам бурения

2.1 Интервал 1

2.2 Интервал 2

2.3 Интервал 3

2.4 Интервал 4

2.5 Интервал 5

3. Описание используемых реагентов

4. Характеристика и назначение реагентов понизителя фильтрации

Список литературы



Введение

Роль буровых растворов в бурении глубоких скважин сводится к обеспечению оптимальных условий промывки и работы на забое бурового долота, забойных двигателей, бурильного инструмента, очистки забоя от выбуренной породы и вынос ее из ствола скважины.

Буровые растворы создают противодавление на пласты, содержащие нефть, газ, пластовые воды, неустойчивые породы. Изменив состав и свойства буровых растворов, можно увеличить скорости бурения, улучшить условия вскрытия и освоения нефтяных и газовых пластов, уменьшить или предупредить осложнения, повысить технико-экономические показатели бурения скважин. скважина бурение горный реагент

В зависимости от геологических и промысловых условий проводки глубоких скважин выбирают оптимальный режим промывки и соответствующие состав и свойства бурового раствора.

При соответствующем регулировании физико-химических и технологических свойств буровых растворов можно управлять процессами буримости горных пород, устойчивостью стенок скважин, сложенных глинистыми сланцами, отложениями солей и т. д. От природы и содержания твердой фазы, типа химической обработки, коррозионных свойств зависят работоспособность долот, долговечность работы бурильных и обсадных труб, турбобуров, электробуров и многих других узлов бурового оборудования.

Промывочные средства существенно влияют на многие природные физические и механические характеристики горных пород. Наличие в растворе большого количества глинистой фазы приводит к интенсивной кольматации порового пространства пород, значительно снижая их пористость, проницаемость, а следовательно, дебит скважин и удельную продуктивность нефтяных и газовых пластов. Для обеспечения совершенной и эффективной промывки глубоких скважин необходимо разработать рецептуры не только новых систем буровых растворов, но и специальных химических реагентов, материалов, эффективные методы и способы технологии промывки скважин.

Ближайшими задачами в этом направлении являются: синтез термосолестойких химических реагентов на полимерной основе, которые обеспечивали бы надежную работоспособность промывочных сред при температурах 250--300° С, создание эффективных гидрофобизирующих добавок, ингибиторов коррозии, полимерглин истых и безглинистых систем буровых растворов, термостойких инвертных эмульсий, растворов на углеводородной основе, универсальных смазочных добавок и т. д.

Многие из этих задач решаются лабораториями буровых растворов НИИ нефтяной и газовой промышленности.

В данной курсовой работе будут рассмотрены буровые растворы, применяемые на Восточно-Таркосалинском месторождении при строительстве нефтяной эксплуатационной наклонно-направленной скважины с горизонтальным окончанием.



2. Геологический раздел

Геологический разрез скважины

Глубина залегания, м	Стратиграфическое подразделение	Описание горной породы
от (верх)	до (низ)	название	индекс
0	50	Четвертичные отложения	Q	Переслаивание песков, глин, суглинков.
50	380	Люлинворская свита	P2ll	Чередование серых глин со светло - серыми песками, с прослоями бурых углей.
380	580	Тибейсалинская свита	P1tbs	Переслаивание серых и зеленовато серых песчаников и глин.
580	910	Ганькинская свита	K2gn	Глины тёмно-серые с линзами песчаника мелкозернистого, с прослоями алевролитов.
910	1230	Березовская свита	K2br	Глины светло-зеленые с прослоями алевролитов.
1230	1270	Кузнецовская свита	K2kz	Глины зеленовато-серые.
1270	2110	Покурская свтита	K2pk	Аргиллиты тёмно-серые, алевритистые с прослоями серых и светло-серых алевролитов и песчаников.
2110	2560	Таганловская свита	K1tn	Аргиллиты серые, с прослоями серых алевритов и песчаников.
2560	4478	Сортымская свита	K1sr	Переслаивание песчаника серого, мелкозернистого с алевролитом темно-серым, мелкозернистым.

Зоны осложнения

Глубина	Тип бурового раствора	Плотность бурового раствора ожидаемая/фактическая)	Возможные осложнения при бурении
0-80	Полимер - глинистый	1,16/1,16	Осыпи и обвалы стенок скважины. Растепление ММП. Сальникообразование. Поглощение бурового раствора.
Глубина	Тип бурового раствора	Плотность бурового раствора (ожидаемая/фактическая)	Возможные осложнения при бурении
80-450	Полимер - глинистый	1,16/1,16	Осыпи и обвалы стенок скважины. Растепление ММП. Сальникообразование. Поглощение бурового раствора.
450-1450	SYNTEX	1,16/1,14-1,18	Осыпи и обвалы стенок скважины. Сальникообразование. Поглощение бурового раствора.
1450-3474,5	Ингибированный PRIMOSOL	1,12/1,13-1,14	Осыпи и обвалы стенок скважины. Сальникообразование. Поглощение бурового раствора. Посадки и затяжки бурового инструмента. Дифференциальные прихваты.
3475-4478	Биополимерный MAX-FLOW	1,08/1,08-1,10	Дифференциальные прихваты. Газонефтеводопроявления.

Ожидаемые пластовые давления.

Обозначение пласта	Интервал (а. о.), м	Ожидаемые пластовые давления, МПа
ПК?	1208	11,0
БП???	2850	13,5
БП???	2942	13,5
БП???	2966	13,5
БП??	2995	30,0
БП??	3073	26,0

Конструкция скважины.

Наименование обсадных колонн	Диаметр скважины, мм	Интервал спуска по стволу, м	Диаметр колонны, мм	Толщина стенки, мм	Группа прочности стали	Тип резьбового соединения	Высота подъёма цемента
Направление	508,0	0-80	426	11	Д	ОТТМ	До устья
Кондуктор	393,7	0-450	324	9,5	Д	ОТТМ	До устья
Промежуточная	295,3	0-1450	245	8,9	Е	ОТТМ	До устья
Эксплуатационная	220,7	0-2100	178	8,1	Е	ОТТМ	До устья
		2100- 3475		9,2	Е	ОТТМ
Хвостовик	155,6	3394,5-4478	114	7,4	Е, Д	ОТТМ	Не цементируется



2. Выбор, обоснование вида промывочной жидкости и регулирование её параметров по интервалам бурения

2.1 Интервал 1

Полимер - глинистый БР (Долото CR-1 508мм. Направление D=426мм 0-80м). Бурение интервала 0-80 м под обсадную колонну D=426мм производится долотом CR-1 508мм. В этом интервале породы сложены рыхлыми песчаниками, по этой причине возможны осыпи и обвалы стенок, растепление ММП. Из этого возникает необходимость использовать полимер -глинистый буровой раствор.

Для предотвращения осложнений необходимо поддерживать плотность 1,16г/cм3, условная вязкость 100с, температуру БР на минимальном уровне. Состав раствора должен предусматривать концентрацию бентонита в достаточном количестве не менее 50-60кг/м3 для минимизации растепления и стабильности стенок скважины при термическом воздействии фильтрата раствора на породы. Для приготовления раствора в первый раз необходимо наполнить емкости пресной водой и обработать кальцинированной содой. Ввести бентонит и выдержать процесс гидратации в течении 4-6 часов при постоянном перемешивании. Система недорога и загрязненная во время цементирования порция бурового раствора может быть выброшена в амбар.

Параметры бурового раствора.

ПРОЕКТНЫЕ ПАРАМЕТРЫ РАСТВОРА
Плотность	1,16	г/см3
Условная вязкость	100	с
Водоотдача	?15	см3/30мин
Содержание песка	?3	% по объёму
pH	8,5-9,5	-



Применяемые химические реагенты и материалы

Наименование реагента	Описание и назначение	Расход, кг
Бентонит	Cтруктурообразователь, водоотдача	8100
Каустическая сода	Регулятор рН	50
MEX-PAC HV	Высоковязкий регулятор водоотдачи	100

2.2 Интервал 2

Полимер - глинистый БР (Долото БИТ 393,7мм. Кондуктор D=324мм 80-450м). Бурение интервала 80-450м под обсадную колонну D=324мм производится долотом БИТ 393,7мм. В интервале 80-250м породы сложены рыхлым песчаником. Из - за этого возможны осыпи и обвалы стенок растепление ММП, поглощение бурового раствора. В связи с этим необходимо использовать полимер - глинистый буровой раствор. Целесообразно производить бурение с использованием раствора, сохраненного с предыдущего интервала. Опыт бурения предыдущих скважин показывает, что на этом участке скважины возможно разжижение бурового раствора из-за бурения по мерзлоте.

Поэтому необходимо производить дополнительную обработку бентонитом бурового раствора для увеличения вязкости. Рыхлые слабосцементированные породы, низкая скорость восходящего потока раствора, большой диаметр скважины, вечная мерзлота и высокая степень кавернозности могут создать определенные трудности для очистки ствола от выбуренной породы.

Для предотвращения осложнений необходимо поддерживать плотность 1,16г/cм3, условная вязкость 70-100с. В интервале 250-450м породы представлены преимущественно глинами (монтморилонита), в связи с чем может наблюдаться рост вязкости и наработка раствора выбуренной породы. Как следствие этого - сальникообразование. Поэтому необходимо производить обработку полимер - глинистого бурового раствора разжижителями или разбавлением свежеприготовленного раствора, поддерживать плотность 1,16г/cм3 и снижать условную вязкость до 50-70с.

Параметры бурового раствора.

ПРОЕКТНЫЕ ПАРАМЕТРЫ РАСТВОРА
Плотность	1,16	г/см3
Условная вязкость в интервале 80-250м	70-100	с
Условная вязкость в интервале 250-450м	50-70	с
Водоотдача	<15	см3/30мин
Содержание песка	<3	% по объёму
рН	8-9	-

Применяемые химические реагенты и материалы.

Наименование реагента	Описание и назначение	Расход, кг/л
Бентонит	Cтруктурообразователь, водоотдача	2700
Каустическая сода	Регулятор рН	75
SAPP	Разжижитель	125
Sodium Bicarbonate	Регулятор рН и жесткости	75
DYNATHIN CF	Дефлокулянт	225
MEX-CLEAN	Противосальниковая добавка	416 л

2.3 Интервал 3

БР SYNTEX (Долото 295,3 US 519 U30. Промежуточная колонна D=245мм 450-1450м.). Бурение интервала 450-1450м под обсадную колонну D=245мм производится долотом 295,3 US 519 U30. В интервале 450-1270м геологический разрез представлен высокопластичными глинами. В интервале 1270-1450м породы представлены преимущественно аргиллитами с прослоями алевролитов и песчаников.

В этих интервалах возможны осыпи и обвалы стенок скважины, рост коллоидной твердой фазы, реологии, сальникообразование, поглощение бурового раствора. Из этого возникает необходимость использовать буровой раствор SYNTEX. Как показывает опыт бурения предыдущих скважин, раствор на выходе из башмака должен обладать достаточно высокими реологическими характеристиками для обработки карбонатом кальция с целью поддержания плотности раствора не менее 1,14г/cм3.

Параметры раствора контролируются путем пополнения рабочего объёма свежеприготовленным объёмом раствора без глины с инкапсулирующими полимерами.

При бурении в интервале 450-1450м необходимо уделять особое внимание параметрам МВТ и рН. Значительный рост МВт говорит о недостаточной концентрации инкапсулирующих полимеров в системе. Высокий рН раствора не позволит достичь максимальной эффективности инкапсулятора.

В случае проявления нарушения стабильности ствола (наличие обвального шлама на выходе скважины), необходимо произвести утяжеление бурового раствора до 1,22г/cм3.

В интервалах 800-1200м ограничить скорость проходки и параллельно прокачивать кольматационные пачки по 3-5м3. Для предотвращения дифференциальных прихватов и поглощений, при прохождении высокопроницаемых интервалов необходимо поддерживать в растворе концентрацию карбоната кальция не менее 70кг/м3, а также предусмотреть наличие на буровой в качестве аварийного запаса микрокальматан MEX-AS для проведения разовой обработки бурового раствора.

Для предотвращения сальникообразования необходимо увеличить концентрацию противосальниковой добавки MEX-CLEAN до 5л/м3. При достижении 900м по стволу нужно произвести промывку скважины, в процессе которой необходимо прокачать высоковязкую очищающую порцию бурового раствора в размере 20м3 с удельной вязкостью 100с. При достижении проектного забоя интервала в процессе промывки также прокачать высоковязкую очищающую порцию бурового раствора в размере 20м3 с удельной вязкостью 100с.



Параметры бурового раствора

ПРОЕКТНЫЕ ПАРАМЕТРЫ РАСТВОРА
Плотность	1,16	г/см3
Условная вязкость в интервале 450-1450м	40-65	с
Пластическая вязкость	10-20	мПа*с
ДНС	15-25	фунт/100фт2
СНС	6-12 / 12-25	фунт/100фт2
Водоотдача	<6	см3/30мин
МБТ	<70	кг/м3
Содержание песка	<1	%об
РН	8-8,5
Содержание СаСо3	>70	кг/м3
Содержание смазки	?2	%

Применяемые химические реагенты и материалы

Наименование реагента	Описание и назначение	Расход, кг/л
MEX-GUMS	Cтруктурообразователь	200
Sodium Bicarbonate	Контроль рН и жесткости	75
DYNATHIN CF	Дефлокулянт	300
MEX-CARB M	Утяжелитель, кольматант	12000
MEX-CARB F	Утяжелитель, кольматант	6300
MEX-CLEAN	Противосальниковая добавка	624
MEX-PAC HV	Понизитель фильтрации	700
PRAESTOL 2540 H	Инкапсулятор, ингибитор	300
MEX-LUBE	Смазочная добавка	1248
SAPP	Регулятор рН, Са++	300
MEX-AS	Ингибитор (аварийный запас)	800
ГКЖ	Гидрофобизатор	624

Состав кольматационной пачки.

Наименование реагента	Описание и назначение	Расход, кг/л
Буровой раствор	Кольматационная пачка	10м3
MEX-CARB M	Утяжелитель, кольматант	1000
MEX-CARB С	Утяжелитель, кольматант	1000
LOCK VEB F	Кольматант	100
LOCK VEB M	Кольматант	100



2.4 Интервал 4

Ингибированный PRIMOSOL Долото 220,7 SKFX613S-A1C. Эксплуатационная колонна D=178мм 1450-3474,5м. Бурение интервала 1450-3474,5м под обсадную колонну D=178мм производится долотом 220,7 SKFX613S-A1C.

В данном интервале бурения возможны осыпи и обвалы стенок скважины, дифференциальные прихваты, поглощение бурового раствора, поступление в раствор СО2. Поэтому в данном интервале целесообразно использовать буровой раствор PRIMOSOL.

Ежедневное обслуживание и доработка раствора заключатся в контроле параметров и пополнении концентрации карбоната кальция и полимеров. Следует до минимума сократить наработку раствора и повышение его плотности путём оптимизации очистки раствора на имеющемся оборудовании.

На данном интервале рекомендуется максимально использовать все элементы оборудования очистки бурового раствора. Это позволит поддерживать плотность рабочего раствора, а значит в процессе обработок поддерживать необходимую концентрацию карбоната кальция.

В целях улучшения очистки ствола от выбуренной породы необходимо перед проведением СПО после очередного долбления произвести прокачку вязкоупругих пачек объёмом -5м3, приготовленных на основе существующего раствора с обработкой реагентом MEX-GUM S до получения условной вязкости бурового раствора 100-120секунд.

Для предотвращения дифференциальных прихватов, приуроченных к интервалам проницаемых пластов, рекомендуется поддерживать плотность бурового раствора на минимально допустимом уровне, контролировать водоотдачу и толщину фильтрационной корки, своевременно проводить упреждающую кольматацию, поддерживать на минимальном уровне количество выбуренной породы в буровом растворе, использование смазывающих добавок.

Параметры бурового раствора.

ПРОЕКТНЫЕ ПАРАМЕТРЫ РАСТВОРА
Плотность	1,12	г/см3
Условная вязкость	40-60	с
Пластическая вязкость	10-20	мПа*с
ДНС	20-30	фунт/100фт2
СНС	10-15 / 15-25	фунт/100фт2
Водоотдача в интервале 1450-3000м	<6	см3/30мин
Водоотдача в интервале 3000-3474,5м	<5	см3/30мин
МБТ	<40	кг/м3
Хлориды (CL)	20000-25000	мл/л
Содержание песка	<1	%об
Содержание СаСO3 VERY FINE в интервале 1450-2860м	<70	кг/м3
Содержание СаСO3 VERY FINE в интервале 2860-3475м	<70	кг/м3
РН	10-11
Содержание смазки	3-6	%

Применяемые химические реагенты и материалы.

Наименование реагента	Описание и назначение	Расход, кг/л
MEX-GUM S	Cтруктурообразователь	1000
Sodium Bicarbonate	Контроль рН и жесткости	75
DYNATHIN CF	Дефлокулянт	300
Хлорид калия	Ингибитор глин	15200
Каустическая сода	Контроль рН	500
MEX-CARB F	Утяжелитель, кольматант	21600
MEX-CARB VF	Утяжелитель, кольматант	5500
Известь	Нейтрализатор СО2	660
MEX-PAC HV	Понизитель фильтрации	1175
MEX-PAC LV	Понизитель фильтрации	2175
MEX-LUBE	Смазочная добавка	6032л



2.5 Интервал 5

Биополимерный MAX-FLOW Долото 155,6 MDI 413 LKPX. Хвостовик D=114мм 3474,5-4478м. Бурение интервала 3474,5-4478м под обсадную колонну D=114мм производится долотом 155,6 MDI 413 LKPX. В данном интервале бурения возможны дифференциальные прихваты, нефтегазопроявления. Поэтому в данном интервале целесообразно использовать буровой раствор MAX-FLOW. Для предупреждения осложнений при проводке скважины необходимо поддерживать концентрацию СаСО3, каждые 100м бурения прокачивать кольматационные пачки с СаСО3 (200-300кг/м3), поддерживать плотность 1,08г/cм3. В целях улучшения очистки ствола от выбуренной породы необходимо перед проведением СПО после очередного долбления производить прокачку вязкоупругих пачек объёмом -5м3, приготовленных на основе существующего раствора с обработкой реагентом MEX-GUM S до получения условной вязкости бурового раствора 60-80секунд.

Параметры бурового раствора.

ПРОЕКТНЫЕ ПАРАМЕТРЫ РАСТВОРА
Плотность	1,08	г/см3
Условная вязкость	40-60	с
Пластическая вязкость	10-20	мПа*с
ДНС	27-35	фунт/100фт2
СНС	10-15 / 15-25	фунт/100фт2
Водоотдача	<5	см3/30мин
МБТ	<10	кг/м3
Хлориды (CL)	20000-25000	мл/л
Содержание песка	<1	%об
Содержание СаСO3	>90	кг/м3
РН	10-11
Содержание смазки	4-6	%



Применяемые химические реагенты и материалы

Наименование реагента	Описание и назначение	Расход, кг/л
MEX-GUM S	Cтруктурообразователь	900
Хлорид калия	Ингибитор глин	10400
Каустическая сода	Контроль рН	225
MEX-CIDE	Бактерицид	120
Sodium Bicarbonate	Контроль рН и жесткости	125
MEX-CARB VF	Утяжелитель, кольматант	16000
MEX-CARB F	Утяжелитель, кольматант	7200
Известь	Нейтрализатор СО2	240
Оксид магния	Буфер рН	450
MEX-DEFOAM	Пеногаситель	81л
MEX-LUBE	Смазочная добавка	6864л
MEX-SBT	Понизитель фильтрации, модифицированный крахмал	4050



3. Описание используемых реагентов

MEX-GUM S Биополимер (ксантановая смола) высокой степени очистки. Природный высокоразветвленный полисахарид с высокой молекулярной массой. Обеспечивает требуемые реологические свойства раствора, улучшает удерживающие и выносящие свойства. Использование MEX-GUM S позволяет получить промывочную жидкость с минимальной пластической вязкость с хрупким прочным гелем. Одновременно, MEX-GUM S обеспечивает высокие показатели динамической вязкости и ВНСС, снижая зону вторжения раствора и фильтрата в пласт и существенно улучшая удерживающие и выносящие способности раствора. Полностью биоразложим.

MEX-SBT S Модифицированный крахмал специально разработанный для применения в системе MAX-FLOW для контроля водоотдачи и создания уникального реологического профиля. MEX-SBT S эффективно снижает водоотдачу и позволяет улучшить реологический профиль системы, а именно вязкость при низкой скорости сдвига (ВНСС) в сочетании с биополимерами.

MEX-PAC Полианионная целлюлоза применяется для контроля водоотдачи. Марка HV снижает водоотдачу и повышает вязкость бурового раствора, марка LV не влияет на вязкость.

MEX-CARB Карбонат кальция заданного фракционного состава, используется как кольматант для формирования тонкой плотной фильтрационной корки для предотвращения проникновения фильтрата раствора и мелкодисперсного шлама в поровое пространство коллектора.

MEX-CIDE Органический бактерицид. Эффективно подавляет жизнедеятельность аэробных и анаэробных бактерий для предотвращения нежелательной ферментации и биоразложения компонентов буровых растворов в процессе бурения.

MEX-DEFOAM Универсальный жидкий пеногаситель на спиртовой основе для любых типов буровых растворов на водной основе, включая утяжеленные, солевые и соленасыщенные растворы. Имеют низкую температуру загустевания.

MEX-LUBE Легко диспергируемая в пресной или минерализованной воде смазывающая добавка, рекомендуемая для снижения коэффициента трения при бурении протяженных наклоннно-направленных и горизонтальных скважин при значительной репрессии на пласт. Уникальная комбинация свойств позволяет снизить вероятность возникновения дифференциальных прихватов, избежать сальникообразования и зашламования долота.

MEX-CLEAN Противосальниковая добавка - смесь ПАВ гидрофобизаторов. Реагент образует тонкую защитную пленку на поверхности элементов КНБК, препятствуя налипанию буренного шлама и образованию сальников.

LOCK-VEB Смесь органических материалов для ликвидации поглощений. Соотношение фракций и материалов подобранно для обеспечения эффективной кольматации, как трещинных так и терригенных пород.

MEX-AS Реагент стабилизатор применяется для предотвращения гидратации аргиллитов, эффективно блокирует микротрещины породы, препятствуя проникновению фильтрата бурового раствора и снижению прочности породы.

PRAESTOL 2540 H Частично гидролизованный полиаркиламид с высокой молекулярной массой. Полимер работает, как инкапсулятор, препятствуя гидратации выбуренного шлама. Использование полимера позволяет эффективно контролировать реологические свойства бурового раствора при бурении в глинистых породах.



4. Характеристика и назначение реагентов понизителя фильтрации

Понизители водоотдачи, образуя вокруг частиц глины вязкие структурированные слои, обладающие довольно высокой упругостью, механической прочностью и гидрофильностью, повышают плотность упаковки дисперсных частиц в фильтрационной корке, а также способствуют увеличению содержания связанной воды.

Понизители водоотдачи в первую очередь обеспечивают создание тонкой, прочной, малопроницаемой фильтрацией ной корки на стенках скважины. Эффективность действия полимерного реагента, как понизителя водоотдачи обусловливается размером, конфигурацией и гидрофильностью макромолекулы. Чем больше реагент связывает воду, повышает - вязкость дисперсионной среды и удерживается в поровых каналах фильтрационной корки, тем выше его эффективность.

Большинство понизителей фильтрации относится к полимерам с достаточно гидрофильной поверхностью, представляющих собой анионоактивные полиэлектролиты природного (крахмал, смолы), полусинтетического (производные крахмала и КМЦ) и синтетического (акрилаты) происхождения, обладающие в жидком виде псевдопластичными (тиксотропными) свойствами, т.е. при увеличении сдвигаемых напряжений происходит снижение вязкости.

Макромолекулы веществ, состоящие из многочисленных элементарных звеньев (мономеров) одинаковой структуры называются полимерами, а из разнородных звеньев - сополимерами. При этом их атомы связаны прочной химической (ковалентной) связью, а молекулярная масса составляет от 5000 до 1000000 и более.

Крахмал относится к числу естественных полимеров - полисахаридов, и впервые был применен для буровых растворов в 1939 г. (США). Крахмал предназначен для снижения фильтрации средне-, и высокоминерализованных растворов при наличии любых солей при температуре до 80°С, рН = 9-13 и добавке до 3,0%.

Сырьем для производства крахмала являются зерновые культуры (кукуруза, пшеница, рис, рожь) и клубневые культуры (картофель, маниока).

К недостаткам крахмала относится способность его к ферментативному разложению (загниванию) под действием различных микроорганизмов (дрожжевые грибки, плесень, бактерии).

При разложении крахмала выделяются газообразные вещества, что может вызвать вспенивание раствора и понижение рН. Поэтому восстановить параметры такого раствора очень сложно, и он подлежит частичной или полной замене. Модифицированный крахмал.

Для устранения ряда недостатков пищевого крахмала выпускается модифицированный химически и термически обработанный крахмал (МК). Он представляет собой порошок, хорошо растворимый в холодной воде, обработанный до 3% алюмо-калиевыми квасцами и кальцинированной соды. Поэтому обработку буровых растворов МК можно производить в виде порошка без предварительной клейстеризации при рН = 7,5-11, температуре до 120°С и добавке до 2%. При этом МК более эффективно снижает фильтрацию, позволяет сохранить плотность бурового раствора, способствует меньшему росту вязкости, ферментативно устойчив и снижает затраты времени и средств на обработку.

Реагенты на основе акриловых полимеров. Гипан - гидролизованный полиакрилонитрил - впервые применен в 1949 г. (США), в России в 1961 г. для снижения фильтрации пресных, известковых, слабоминерализованных растворов.

При получении гипана выделяется запах аммиака, отсутствие которого предопределяет проверку качества гипана в лабораторных условиях. Гипан представляет собой вязкую темно-желтоватую жидкость 8-10% -ной концентрации с плотностью 1,05-1,07 г/см3, рН = 12 и более или порошок желтоватого, кремового или розового цвета с влажностью 10%, который можно применять в товарном виде или в виде раствора 10% -ной концентрации. Гипан совместим с другими понизителями фильтрации, при этом эффективность комбинированной обработки значительно выше, чем каждого реагента в отдельности.

Понизители водоотдачи буровых растворов на основе акриловых полимеров более термостойки, чем реагенты, относящиеся к полисахаридам. Понизителями водоотдачи пресных и слабоминерализованных растворов являются ССБ ( до 10 %) или КССБ ( о 4 %), средне - и высокоминерализованных ( по NaCl) - ССБ. При поступлении в раствор, в процессе бурения, двухвалентных солей дополнительно обрабатывают крахмалом. Структурно-механические показатели снижают добавками алюмината натрия отдельно или в сочетании с известковой обработкой ( до 1 % гидроокиси кальция), либо введением глиноземистого цемента. При повышенных температурах эффективны добавки окзила или хромпика. Эффект обработки алюминатом натрия снижается при недостаточном количестве ССБ в растворе. Многие понизители водоотдачи вызывают значительное снижение начальной прочности тампонажного камня и, как правило, замедляют ее рост в дальнейшем.

Действие понизителя водоотдачи в первую очередь определяется способностью к обеспечению повышения прочности и плотности (герметичности) фильтрационной корки, образующейся на стенках скважины.

Большинство понизителей водоотдачи, используемых в настоящее время, за исключением метилцеллюлозы, оксиэтилцеллюлозы, полиокса и поливинилового спирта, содержат карбоксилатные группы, которые, взаимодействуя с гидроксидом кальция тампонажного раствора, образуют высоковязкие соли соответствующих полимерных кислот, выпадающие в осадок. В связи с этим добавки гипана, КМЦ к раствору вызывают их сильное загущение и не снижают их водоотдачу. Активность понизителя водоотдачи в первую очередь определяется способностью реагента обеспечить отложение на стенках скважины прочной и плотной фильтрационной корки.

Среди понизителей водоотдачи используют: УЩР - углеще-лочной реагент, ССБ - сульфит-спиртовую барду и КМЦ - карбоксилметилиеллюлозу. Большинство известных понизителей водоотдачи (независимо от механизма действия на фильтрационные свойства) является замедлителями схватывания тампонажных растворов.

Обработка этими реагентами тампонажных растворов при цементировании холодных скважин значительно удлиняет срок схватывания. Поэтому при разработке стабилизированных тампонажных растворов с пониженной водоотдачей для цементирования холодных скважин необходимо использовать реагенты, не влияющие на скорость схватывания тампонажных растворов.

В качестве понизителя водоотдачи известковых и слабоминерализованных глинистых растворов применяют УЩР. Однако расход его в этом случае может достигать 35 % по объему. Более эффективным реагентом - понизителем водоотдачи таких глинистых растворов является КССБ, расход которой примерно в 1 5 - 2 раза ниже, чем УЩР. KGCB применяется без добавления каустической соды, или с меньшим ее количеством, чем ССБ.

Разжижающая способность КССБ низка, поэтому применение ССБ или других разжижителей при этом не исключается. В ряду понизителей водоотдачи одно из первых мест принадлежит гипану, особенно при значительных соленостях раствора.

Однако наиболее целесообразно применять его при высоких забойных температурах, когда снижение водоотдачи минерализованных растворов затруднено. Уже небольшие добавки гипана, порядка 0 5 - 0 7 %, позволяют удерживать водоотдачу на низком уровне даже после интенсивной термообработки. При еще больших значениях рН или, наоборот, рН близком к 7, реагент может оказывать даже коагулирующее действие.

При использовании понизителя водоотдачи необходимо выбирать реагенты с максимальной величиной вязкости 1 % - ного раствора. Реагенты - понизители вводятся в тампонажные растворы при цементировании поглощающих пластов.

Из понизителей фильтрации, используемых на Восточно-Таркосалинском месторождении можно выделить MEX-PAC HV, MEX-PAC LV и MEX-SBT S.

MEX-PAC - полианионная целлюлоза применяется для контроля водоотдачи. Марка HV снижает водоотдачу и повышает вязкость бурового раствора, марка LV не влияет на вязкость.

MEX-SBT S - модифицированный крахмал специально разработанный для применения в системе MAX-FLOW для контроля водоотдачи и создания уникального реологического профиля. MEX-SBT S эффективно снижает водоотдачу и позволяет улучшить реологический профиль системы, а именно вязкость при низкой скорости сдвига (ВНСС) в сочетании с биополимерами.



Список литературы

1. Ермолаева Н.Г. Буровые растворы. Самара. СГТУ 2011 г.

2. Рязанов Я.А. Справочник по буровым растворам. Москва. Недра 1979 г.

3. Булатов А.И., Пеньков А.И., Проселков Ю.М. Справочник по промывке скважин. Москва. Недра 1984 г.

4. Программа промывки горизонтальной скважины №3008 куста 30 Восточно-Таркосалинского месторождения. ООО «АКРОС» 2015 г.

Размещено на Allbest.ru

...