Ингибирующие буровые растворы реферат

Обновлено: 05.07.2024

Представлены результаты испытания минерализованного крахмально-биополимерного бурового раствора, ингибированного сульфированным асфальтом. Работы проведены с использованием керновых образцов, отобранных в интервале Франского яруса Девонской системы.

Устойчивость глинистых отложений – одна из актуальнейших проблем бурения, особенно сегодня, когда резко возросли объемы наклонного и горизонтального бурения. За последние 20 лет исследователями предложены различные критерии [1, 2, 3], учитывающие особенности напряженного состояния горных пород, в том числе боковой распор и минимальные горизонтальные напряжения. Методически такие расчеты на сегодняшний день проработаны достаточно детально [4]. Для корректных геомеханических расчетов необходим большой информационный массив данных, например, характеристики давлений и векторы трещин при ГРП, профилеметрия, данные электронного микросканирования стенок скважин. Для достоверности прогнозов важны исследования кернов из массивов неустойчивых глин (в том числе для определения их физико-механических свойств). Кроме физико-механических, глинистые породы отличаются разнообразием минералогического состава, связности, минерализации поровой воды; их свойства изменяются в зависимости от глубины залегания, условий формирования и пр.

Глины склонны к поверхностной гидратации и набуханию, диспергированию в растворах на водной основе, осмотическому увлажнению и осушению, значительному снижению прочности при увлажнении, подверженности к эрозионному воздействию потока раствора.

Все глинистые породы можно разбить на пять классов, каждый из которых характеризуется определенным набором физико-химических и физико-механических свойств [5], определяющих и требования к буровым растворам.

Обязательным условием устойчивости стенок скважин является ингибирование бурового раствора, которое позволяет стабилизировать приствольную зону, замедлив увлажнение глин и ослабление связей по плоскостям напластования слоистых образований, сократив область пластической деформации и сохранив область упругих деформаций (релаксация напряжений) в нетронутом массиве.

Для оценки требуемого ингибирования используются методы, зависящие от величины гидратации глинистых пород, связанной с осмотическим, капиллярным, диффузионным массопереносом (увлажнением), а также поверхностной гидратацией. Наряду со стационарными лабораторными исследованиями (метод Ченневерта [6], роллинг-тест [7], набухаемость глинистых сланцев в динамических условиях) используют также экспресс-методы, например определение увлажняющей способности раствора [8], оценку по катионному (анионному) анализу.

Так, при бурении боковых стволов пород кыновского горизонта использовался МКБПБРИ (минерализованный крахмально-биополимерный буровой раствор, ингибированный сульфированным асфальтом) в виде добавки Soltex. Добавка Soltex получена в результате химического сульфирования нефтяного битума. В результате получается ингибитор гидратации сланцев с контролируемой растворимостью в воде. Мелко перемолотый нефтяной битум, обработанный надлежащими поверхностно-активными веществами, обеспечивает диспергирование в воде, – но не растворимость. При использовании добавки Soltex образуются крупные, полимерные анионы. Эти частицы в фильтрате прикрепляются к электроположительным участкам глин и сланцев. Эта химическая нейтрализация ингибирует естественную тенденцию хрупких сланцев поглощать воду. Таким образом, предотвращаются обрушение, набухание и расслоение сланцев. Помимо этого физико-химическое ингибирование обусловлено наличием в составе раствора: хлористого калия, хлористого кальция, хлорида натрия (входит в состав пластовой воды).

Минерализованный крахмально-биополимерный буровой раствор ингибированный является системой, приготовленной на основе пластовой воды с малым содержанием твердой фазы и ингибирующей. Возможно приготовление на основе традиционного минерализованного крахмально-биополимерного бурового раствора, сохраненного после бурения предыдущего интервала, с введением в его состав ряда ингибирующих компонентов. Рецептура раствора приведена в таблице 1.

Многолетняя практика показывает, что осложнения и аварии, обусловленные нарушениями устойчивости стенок скважин, приурочены, главным образом, к интервалам залегания глинистых пород. При этом степень влияния на устойчивость таких пород гидростатического противодавления, гидродинамического воздействия потока промывочной жидкости и ее физико-химического воздействия характеризуется соотношением 8:18:74

Работа содержит 1 файл

Спецтема.doc

4. спецтема: разработка ингибирующих буровых растворов

4.1. Введение. Горно-геологические условия проводки скважины

Физико-химическое воздействие промывочной жидкости на глинистые породы, как ее неотъемлемое свойство, принято называть ингибирующей способностью. Ингибирующая способность – это способность промывочной жидкости предупреждать или замедлять деформационные процессы в околоствольном пространстве скважин (кавернообразование, сужение ствола и т.п.), представленном легкогидратирующимися, набухающими и размокающими глинистыми породами. При этом под глинистыми породами понимаются не только собственно глины, но и глинистые сланцы, аргиллиты, породы на глинистом цементе (глинистый песчаник, мергель, алевролит и др.).

Согласно современным представлениям, основные причины потери устойчивости глинистый и глиносодержащих пород связаны с нарушением их естественного влажностного равновесия при взаимодействии с дисперсионной средой промывочной жидкостей и обусловленным этим ростом дополнительных внутренних напряжений в поровом пространстве.

В природных условиях глина находится под действием горного давления, температуры и влажности окружающей среды. В земной коре влажность глины зависит от величины горного давления. Со вскрытием глины в процессе бурения величина давления, оказываемого на них, снижается, глины слагающие стенки скважины начинают впитывать воду из состава буровых растворов для восстановления содержания воды в своем составе в соответствии с оказываемым на них новым понижением давления.

Поскольку при одинаковой степени увлажнения толщина гидратных оболочек, а следовательно, и величина гидратационных напряжений выше у глинистых пород с малой удельной поверхностью, в частности, у аргиллитов и глинистых сланцев, то деформационные процессы протекают в них интенсивнее, чем в породах, представленных преимущественно глинистыми минералами (монтмориллонитом, гидрослюдой, хлоритом, каолинитом), и завершаются хрупким разрушением этих пород, то есть их осыпями и обвалами (кавернообразованием). Для типичных глинистых пород с высокой удельной поверхностью характерны пластические деформации, следствием которых является сужение ствола скважины.

Набухание и диспергирование глинистого базиса пород-коллекторов, а также миграция диспергированных глинистых частиц в их поровом пространстве являются одной из главных причин снижения естественной проницаемости продуктивных водонефтегазоносных пластов. Кроме этого, диспергирование шлама и осыпающихся в ствол скважины глинистых и глиносодержащих пород ведет к аккумуляции глинистых частиц в самой промывочной жидкости. В результате этого происходит интенсивное изменение ее функциональных свойств, регенерация которых требует разбавления промывочной жидкости водой, дополнительной обработки ее химическими реагентами и применения многоступенчатых систем очистки. Очевидно, что регенерация свойств промывочных жидкостей неизбежно связана с увеличением их общего объема и объема потребления химических реагентов, что влечет за собой не только увеличение затрат на бурение скважин, но и техногенной нагрузки на окружающую среду.

Для предупреждения или максимального снижения интенсивности проявления всех перечисленных выше процессов, обусловливающих нарушение устойчивости стенок скважин в породах глинистого комплекса и диспергирование этих пород, промывочная жидкость должна обладать высокой ингибирующей способностью.

Анализ процессов взаимодействия воды и различных химических реагентов показал, что уменьшают активность воды и предотвращают доступ воды в глину соединения типа: отдельные представители высокомолекулярных продуктов переработки целлюлозы, полиакриламид, различные типы углеводородов, соли [ 7 ] .

Буровые растворы, основанные на полигликолях, обычно используются в сочетании с другими ингибирующими добавками. Это обуславливающие полимеры акрильного ряда и ингибирующей соляной фазой на основе соли KCl. При правильном сочетании компонентов эти буровые растворы – устойчивы, высоко ингибирующие и достаточно экономичны.

Гликоль-полимерный ингибирующий буровой раствор (ПГ ИБР) представляет собой водную суспензию, в которой вода находится в максимально связанном состоянии и минимально допустимым содержанием свободных мономеров воды. Все это уменьшает активность воды по отношению к глине. ПГ ИБР предназначен для управления поведением вскрытых в процессе бурения глинистых отложений и сохранения коллекторских свойств продуктивного пласта.

В сравнении с другими растворами ПГ ИБР необходимы в меньшем объеме. Также имеют ряд других положительных эффектов, таких как смазка бурильной колонны, противодействия образования сальников.

В настоящее время, ингибирующая способность буровых растворов на основе полигликолей, то есть снижения скорости набухания глин, привлекает наибольшее внимание, так как буровой раствор, имеющий меньшую тенденцию гидратации или дисперсии разбуренного шлама, обычно дает более высокую эффективность контроля на твердой фазой. Эффективность контроля содержания твердой фазы бурового раствора, а именно процентное отношение извлекаемого шлама к объему шлама попадающего в систему бурового раствора в процессе бурения, один из основных моментов эффективности бурения в целом и устойчивости системы бурового раствора в частности. Макромолекулы полигликоля состоят из чередующихся гидрофильных и гидрофобных звеньев. Гидрофильные звенья представлены эфирными атомами кислорода, гидрофобные – фукциональными алкильными группами. Вследствие взаимодействия эфирного атома кислорода с молекулами воды, оксиэтиленовые и оксипропиленовые цепи, растворяясь в воде, образуют истинные растворы. Имея достаточную длину, наряду с гидратно-связанной водой, образуют в растворе клубки, связывая воду также за счет энтропийного эффекта.

Тип бурового раствора выбирается в первую очередь из условия обеспечения устойчивости стенок скважины, определяемой физико-химическими свойствами слагающих горных пород и содержащихся в них флюидов и газов, пластовым и горным давлениями, забойной температурой. Критерием оптимальности применяемого типа бурового раствора являются затраты времени и средств на борьбу с осложнениями, связанными с типом бурового раствора: обвалами, затяжками и прихватами бурильных колонн, течением и растворением хемогенных горных пород, оттаиванием вечной мерзлоты и т.д.

Анализ таблиц 1.1, 1.5 и 1.6 показывает, что в разрезе скважины начиная от четвертичных отложений до палеогеновой системы включительно присутствуют глинистые включения. В интервале 0–1650 м они создают реальную угрозу возникновения осыпей, обвалов, сужения, кавернообразования и т.д.

4.2. Механизмы повышения устойчивости ствола скважин

При проектировании процесса бурения в глинистых и глиносодержащих отложениях следует учитывать, что стенки скважины, сложенные из глинистых и содержащих их пород, обладают естественной, иногда длительной (многодневной) устойчивостью, которая зависит от четырех главных причин:

физико-химический природы глинистых пород, условий их значения, влаго-

изменения характера напряженного состояния пород, вызванного строительством ствола скважины;
механического и эрозионного воздействия на породы бурового инструмента и восходящего потока бурового раствора;
гидратации глинистых и глиносодержащих пород под влиянием фильтра бурового раствора.

Осложнения, вызванные, упомянутыми выше причинами, как правило, предупреждаются, в основном управлением свойствами буровых растворов и режимом их течения.

Для неосложненного бурения в данном случае, очевидно, целесообразно реализовать следующие мероприятия:

сохранение ламинарного режима течения в открытом стволе скважины изменением средней скорости течения и реологических показателей в целях увеличения эффективной вязкости;
регулирование дифференциального давления, чтобы минимизировать, как репрессию на пласт, обуславливающую интенсивность отфильтровывания в него жидкой фазы раствора, так и пульсацию противодавления, приводящую к осыпанию неустойчивых отложений;

- управление фильтрационными процессами в системе скважина – пласт, которые в данном конкретном случае для данного типа породы режима течения бурового раствора определяются его физико-химическими свойствами (ингибирующими, антифильтрационными и коркообразующей способностями, величиной и направлением осмотических потоков).

Наиболее распространенные в буровой технологии глинистые растворы при ингибировании становятся более защищенными от агрессии солей, содержащихся в горных породах или в пластовых флюидах. В то же время, ингибирование раствора позволяет, в определенной мере, защищать глинистые горные породы стенок ствола от проявления неустойчивости, набухания глин, сужения ствола, иногда и от осыпания пород, улучает качество вскрытия продуктивных пластов. Сущность ингибирования заключается в частичной регулируемой коагуляции глинистых частиц, приводящей к образованию агрегатов при сохранении общей связности, структурной сетки в растворе.

При этом ингибированный раствор не обязательно должен быть глинистым. В последние годы наиболее широкое распространение получили безглинистые ингибированные раствора типа гидрогелей магния и кальция, полимерсолевые и полимер-гелевые растворы. Использование в качестве ингибиторов минеральных солей приводит к снижению толщины двойных электрических слоев, дегидратации элементарных частиц горных пород, особенно глинистых, усилению прочности связей между ними, а возможно и к уплотнению пород. Поэтому в качестве первых ингибиторов наиболее широкое распространение получили соли кальция, диссоциированный катион которых, имея повышенный электрический заряд и две свободные валентности, активно связывает глинистые частицы между собой. Используя указанный механизм, в буровой технологии применяются и алюминатные ингибированные промывочные растворы, диссоциированный катион которых, (алюминий) имеет более мощный электрический заряд и три свободные валентности [ 13 ] .

Особое место в ингибированных промывочных растворах занимают калиевые системы. Благодаря отрицательной гидратации ион калия способен глубоко проникать в межплоскостные пространства глинистых пород, тем самым, повышая энергию межпакетной связей. Ингибированные калием глинистые и безглинистые промывочные жидкости наиболее гарантированно позволяют успешно разбуривать неустойчивые терригенные горные породы, включая глинистые сланцы, аргиллиты.

При существующей технологии строительства скважин, определяющие влияние на качество вскрытия продуктивных пластов оказывают буровые растворы и технологические жидкости на стадиях первичного и вторичного вскрытия. Многочисленные исследования показывают, что наиболее интенсивное загрязнение продуктивных горизонтов происходит за счет проникновения в поры коллекторов фильтратов и части твердой фазы промывочной жидкости. По-видимому, характер и продолжительность ухудшения проницаемости пористой среды, при прочих разных условиях, существенно зависит от эффективности кольматации в период мгновенной фильтрации, продолжающейся в течение нескольких секунд с момента контакта ювенильной поверхности пород с промывочной жидкостью. Фильтрация быстро затухает, если фракционный и вещественный состав раствора позволяет за непродолжительное время создавать плотный непроницаемый экран. Дисперсная фаза способна хорошо закупоривать проницаемые пласты, но при освоении продуктивных пород – коллекторов они легко удаляются из них в результате растворения (разложения) кольматанта нефтью или специальными составами. В качестве подобных закупоривающих материалов используются отсортированные по крупности частицы нефтерастворимые воски и смолы, специально подготовленная крупнозернистая соль, а также карбонатные материалы. Карбонатные материалы нашли применение, как при бурении, так и при капитальном ремонте скважин. Они относительно дешевы и пригодны для работы с продуктивными пластами любого типа. Имеется большой положительный опыт применения разбуривания газовых и нефтяных горизонтов и коллекторов малой проницаемости, солевых и межсолевых отложений, сложенных аргиллитами, алевролитами и песчаниками. Правильный выбор фракционного состава частиц дисперсной фазы раствора позволяет исключить глубокую кольматацию призабойной зоны, повысить качество вскрытия продуктивного пласта по сравнению с глинистыми системами. В целом накопленный большой положительный опыт применения ингибированных систем. Их механизм ингибирования коренным образом отличаются от методов, связанных с изменением энергии взаимодействия в пакетах глинистых частиц, использованием катионов различной валентности в обменном комплексе. Это буровые растворы, основанные на полигликолях. Они получили достаточное влияние в 80-ые годы, в связи с изменением отношения к безопасности окружающей среды, безопасности труда и технологии бурения нефтяных и газовых скважин. При правильном сочетании компонентов буровые растворы на основе полигликолей достаточно устойчивы, высоко ингибирующие и эффективность контроля над твердой фазой. Эффективность контроля твердой фазы бурового раствора, процентное соотношение извлекаемого шлама к общему объему шлама попадающего в систему бурового раствора в процессе бурения, один из перспективных направлений повышения эффективности бурения в целом и устойчивости открытого ствола скважины и целостности выносимого буровым раствором разбуренного шлама. При этом полигликоли позволяют улучшить фильтрационные характеристики бурового раствора, адсорбции их на глине гидрофобизируют ее поверхность, способствует снижению межфазного натяжения фильтрата на границе раздела фаз горная порода – углеводородная фаза пласта, что существенно сказывается на коэффициенте восстановления проницаемости кернов. Механизм действия полигликолей основан на оказании ими воздействия на количество свободной воды и понижения ее активности.

нефть, газ, добыча нефти, бурение, переработка нефти

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 кати
он (гипс, хлорид кальция);

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

г) обработки высокощелочными соединениями, увеличивающими гли-
ноемкость буровых растворов;

д) использования модифицированных лигносульфонатов;

е) обработки раствора полимерными соединениями.

В практике бурения скважин при разбуривании глинистых пород для уменьшения числа осложнений, связанных с загустеванием раствора, саль-никообразованиями и нарушениями целостности ствола скважины, нередко используют высокощелочные глинистые и безглинистые растворы с рН = 11+13. К ним относят растворы, обработанные лигносульфонатами в сочетании с едким натром, известковые, алюминатные, безглинистые, солестойкие.

Все высокощелочные системы ограниченно термостойки, и чем выше коллоидность разбуриваемых пород, тем ниже термостойкость раствора.

Химические реагенты-стабилизаторы в высокощелочной среде работают хуже.

Алюминатные растворы — это буровые глинистые промывочные растворы из кальциевой глины, которые содержат ингибирующую добавку — высокощелочной алюминат натрия, стабилизированный лигносульфона-тами.

Алюминатные растворы бывают пресными и соленасыщенными. Пресные используют для разбуривания глинистых отложений в условиях невысоких (до 100 °С) забойных температур. В качестве реагента-стабилизатора используют только ССБ, применяемую совместно с алюминатом натрия. Алюминатные глинистые растворы (АлГР) обладают устойчивостью в широком диапазоне хлорнатриевой минерализации и небольшими показателями фильтрации.

Для приготовления алюминатного глинистого раствора используют черкасский немодифицированный бентонит или другую кальциевую глину. Преимущество АлГР, приготовленного из кальциевых глин, по сравнению с раствором из натриевых глин следующее: при равном расходе реагентов он имеет меньшие значения показателя фильтрации, вязкости и СНС.

Порядок приготовления АлГР следующий: в воду, содержащую необходимое количество ССБ, добавляют глину и вводят алюминат натрия. В связи с недостаточным выпуском алюмината натрия возможна его замена алюминатом кальция, в качестве которого используют глиноземистый (или гипсоглиноземистый) цемент.

На приготовление 1 м3 АлГР требуется (в кг): глины 500 — 700, воды 765-540, ССБ (50%-ной концентрации) 30-150, NaAlO2 (30%-ной концентрации) 5 — 30. Плотность получаемого раствора 1,3—1,5 г/см3.

После приготовления раствор следует выдержать не менее суток. Так как плотность алюминатного раствора доходит до 1,5 г/см3, во многих случаях его можно использовать без утяжелителя. Однако приготовить алю-минатный раствор плотностью 1,04—1,08 г/см3
невозможно.

Пенообразование у растворов, содержащих лигносульфонаты, уменьшается с увеличением добавок алюмината натрия и содержания глинистой фазы. Для предотвращения ценообразования в раствор вводят пеногасите-ли (производные жирных кислот, PC, ПЭС, трибутилфосфат и др.).

Известковые растворы с высоким рН — это сложные многокомпонентные системы, включающие кроме глины и воды четыре обязательных реагента: известь, каустик, понизитель вязкости, защитный коллоид. В их состав также могут входить нефть или дизельное топливо, утяжелитель и различные добавки специального назначения.

Известковые растворы используют при разбуривании высококоллоидных глинистых пород и аргиллитов. В результате применения известковых растворов повышается их глиноемкость, снижаются пептизация выбуренной глины, набухание и вспучивание сланцев, слагающих стенки скважины, уменьшается опасность прихватов.

В отличие от алюминатных известковые растворы — ограниченной со-лестойкости (до 5 % по NaCl).

Основной недостаток известковых растворов — невысокая термостойкость (100-120 °Ñ).

На приготовление 1 м3 известкового раствора (в пересчете на сухое

вещество) требуется (в кг): глины 80—120, УЩР 5—10, лигносульфоната 50 — 30, каустика 5 — 3, воды 913 — 915, утяжелителя — до получения раствора требуемой плотности.

Снижение фильтрации достигается добавками 1—3 кг/м3 КМЦ (или гипана) или 20 — 30 кг/м3 КССБ-4.

Значения показателей растворов могут изменяться в широких пределах: плотность 1,08 — 2,2 г/см3, условная вязкость 18 — 30 с, показатель фильтрации 4 — 8 см3/30 мин, CHCi = 6+24 дПа, рН = 11+12,5. Содержание извести в растворе должно составлять 3 — 5 г/л, содержание ионов кальция в фильтрате раствора — 100 — 300 мг/л.

Для приготовления известкового глинистого раствора глинопорошок необходимо предварительно продиспергировать в пресной воде с добавкой УЩР, влить воду, щелочной раствор лигносульфоната (ССБ, окзил или др.) и ввести известь в виде пушенки или известкового молока. Для приготовления известкового раствора можно использовать пресный раствор.

Для перевода раствора в известковый основное значение имеют концентрация глинистой фазы и ее коллоидность. Известкование осуществляется в следующем порядке: при наличии в растворе высококоллоидных глинистых минералов сначала вводят щелочной раствор лигносульфоната (2 — 5 %) и при необходимости — воду. После получения вязкости 25 — 30 с (по ПВ-5) раствор обрабатывают известью (0,5 — 1 %) в сочетании с щелочным раствором лигносульфоната (2 — 3 %). Если после известкования показатель фильтрации повышается, то вводят 0,1— 0,3 % КМЦ, 1 — 3 % КССБ или другие добавки.

Известковые растворы применяют до температуры 100— 120 °С.

Безглинистые солестойкие растворы (БСК) состоят из бурого угля, каустической соды, воды и гидроксида поливалентного металла; применяются при проводке скважин, осложненных наличием хемогенных отложений, осыпающихся и склонных к обвалам терригенных пород.

Крепящее действие основано на образовании в определенных температурных условиях нерастворимых в воде цементирующих веществ — гидросиликатов и гидроалюминатов двухвалентных металлов. При отсутствии двухвалентных катионов в буровом растворе и разбуриваемых породах происходит только химическое разрушение щелочью глинистых минералов без связывания продуктов разрушения в нерастворимые соединения. При отсутствии каустической соды и наличии только ионов кальция буровой раствор превращается в разновидность кальциевого раствора.

Крепящий эффект раствора БСК лучше проявляется при достаточно высокой концентрации каустической соды (не менее 0,2 %) и избытке в жидкости нерастворенного гидроксида двухвалентного металла — Са(ОН)2, Ва(ОН)2 и др.

Недостатки этих растворов — низкая термостойкость и высокая щелочность. Так как при использовании данного раствора не исключен переход в него выбуренной породы, то возможно сильное загустевание и даже затвердение раствора.

Основные материалы для приготовления раствора БСК — бурый уголь или торф, каустическая сода и гидроксид двухвалентного металла. В начальной стадии приготовления необходимы повышенные концентрации каустической соды при насыщении системы гидроксидом кальция и некотором его избытке. Количество бурового угля при приготовлении жидкости может меняться в зависимости от того, заменяется ли система глинистого

раствора полностью или используется часть глинистого раствора, находящегося в скважине.

Для приготовления 1 м3 БСК требуется (в кг): бурового угля 300 — 400, каустической соды 15 — 20, известкового молока (плотностью 1,1 — 1,12 г/см3) 90—100, воды 750 — 700. При использовании части глинистого раствора на 1 м3 расходуется 50—150 кг бурового угля, 10 — 15 каустической соды, 15 — 45 л известкового молока.

Вязкость БСК зависит от количества введенного бурового угля. Вследствие высокой щелочности (рН = 13+14) раствор термостоек до 100 °С.

Кальциевые растворы — ингибирующие глинистые промывочные растворы, содержащие кроме глины, воды, нефти и утяжелителя, реагентов-понизителей вязкости, фильтрации и регуляторов щелочности специальные вещества — носители ионов кальция.

Действие их заключается в основном в предотвращении перехода выбуренной глины в натриевую форму, в переводе натриевой глины в кальциевую, в результате чего снижаются гидратация и набухание сланцев.

Известковый раствор с низким рН — кальциевый буровой раствор, содержащий в качестве ингибитора-носителя ионов кальция гидроксид кальция, более высокая растворимость которого обеспечивается пониженным значением рН раствора (9 — 9,5), предназначен для разбуривания глинистых отложений; термостоек до 160 °С.

В процессе бурения контролируют содержание кальция в фильтрате, содержание извести в растворе и рН раствора.

На приготовление 1 м3
известкового раствора с низким рН требуется (в кг): глины 80 — 200, лигносульфонатного реагента 20 — 30, пеногасителя 3, полимерного реагента 5—10, воды 915 — 867, известкового молока (плотностью 1,10—1,12 г/см3) 3 — 6, утяжелителя — до получения раствора необходимой плотности.

Технологические показатели могут изменяться в широких пределах: плотность 1,04 — 2,2 г/см3, условная вязкость 25 — 40 с, показатель фильтрации 4-8 см3/мин, CHCi = 12+60 дПа, СНСю = 30+90 дПа, рН = 8,5+9,5.

Основные характеристики раствора следующие: содержание извести должно поддерживаться в пределах от 0,5 до 1 г/л, содержание ионов кальция в фильтрате — 500 — 600 мг/л.

Гипсоизвестковый раствор — ингибирующий кальциевый раствор, содержащий в качестве носителя ионов кальция гипс и гидроксид кальция.

Добавка гипса (алебастра) в раствор составляет 20 — 25 кг/м3. Содержание растворимого кальция зависит от качества гипса, используемых лигносульфонатов, рН бурового раствора и может быть в пределах от 700 до 3000 ìã/ë.

Гипсовые растворы предназначены для разбуривания высококоллоидных глинистых пород в условиях высоких забойных температур (до 160 °С).

На приготовление 1 м3
гипсоизвесткового раствора необходимо (в кг): глины 80-200, воды 950-900, окзила (или ФХЛС) 5-10, Са(ОН)2 (или КОН) — 2-3, КМЦ 3-5, Na2Cr2O7 (или К2Сг2О7) 0,5-1, гипса (или алебастра) 15 — 20, пеногасителя 3 — 5, утяжелителя — до получения раствора необходимой плотности.

Показатели раствора: плотность 1,04 — 2,2 г/см3, условная вязкость 25 — 40 с, показатель фильтрации 3 — 6 см3/30 мин, CHCi = 12+60 дПа, СНСю = = 30÷90 äÏà, ðÍ = 8,5÷9,5.

Хлоркальциевый раствор (ХКР) — ингибирующий кальциевый раствор, содержащий в качестве ингибирующей добавки хлорид кальция.

Установлено, что оптимальное содержание катионов кальция, при котором достигается ингибирование, составляет 3000 — 5000 мг/л. Хлоркаль-циевые растворы наиболее эффективны при разбуривании аргиллитов. Присутствие в фильтрате бурового раствора ионов кальция способствует значительному сокращению осыпей и обвалов при разбуривании неустойчивых аргиллитоподобных отложений.

Из-за отсутствия эффективных кальциестойких реагентов термостойкость раствора ограничена (100 °С).

В процессе бурения контролируют содержание кальция в фильтрате и общую минерализацию.

Готовят глинистую суспензию на пресной воде, которую обрабатывают КМЦ и КССБ. Одновременно с КССБ в раствор добавляют пеногаси-тель. После получения оптимальных показателей (вязкость 25 — 30 с, CHCi = 12+24 дПа, СНСШ = 30+60 дПа, показатель фильтрации 3-5 см3/30 мин) раствор обрабатывают хлоридом кальция и известью.

На приготовление 1 м3 раствора требуется (в кг): глины 80 — 200, КССБ 5-70, ÊÌÖ (èëè êðàõìàëà) 10-20, CaCl2
10-20, Ñà(ÎÍ)2 3-5, NaOH 3-5, воды 920 — 870, пеногасителя 5—10.

Калиевые растворы содержат в качестве ингибирующих электролитов соединения калия. Действие калиевых растворов обусловлено насыщением ионами калия глинистых минералов. Наиболее быстрое насыщение глин ионами калия происходит при рН = 9+10.

Калиевые растворы эффективны при бурении неустойчивых глинистых сланцев. Существует ряд разновидностей калиевых растворов, различающихся составом и некоторыми свойствами.

Хлоркалиевые растворы содержат в качестве ингибирующего электролита хлорид калия, а в качестве регулятора щелочности — гидроксид калия. Раствор предназначен для эффективного повышения устойчивости стенок скважины при бурении в неустойчивых глинистых сланцах различного состава.

На приготовление 1 м3 хлоркалиевого раствора требуется (в кг): глины 50-100, КС1 30-50, полимера (КМЦ, М-14, метас, крахмал) 5-10, КССБ 30 — 50, КОН 5—10, пеногасителя 2 — 3, воды 940 — 920, утяжелителя — до получения раствора необходимой плотности.

Показатели раствора: плотность 1,08 — 2 г/см3, условная вязкость 25 — 40 с, показатель фильтрации 4 — 8 см3/30 мин, CHCi = 12+60 дПа, СНСю = = 36÷120 äÏà, ðÍ = 9÷9,5.

Основной показатель качества — содержание хлорида калия в фильтрате, которое в большинстве случаев должно иметь значения от 30 до 70 г/л, однако в зависимости от условий бурения может быть увеличено до 150 ã/ë.

Калиево-гипсовый раствор содержит в качестве ингибирующих электролитов соединения калия и кальция, в частности гипс. В отличие от хлоркальциевого такой раствор менее подвержен коагуляционному загус-теванию, его ингибирующее действие сильнее.

Калиево-гипсовые растворы используют для разбуривания высококоллоидальных глин, когда хлоркалиевый раствор недостаточно эффективен. Термостойкость зависит от используемого защитного реагента, но не превышает 160 °Ñ.

На приготовление 1 м3
калиево-гипсового раствора требуется (в кг): глины 60-150, окзила (КССБ-4) 30-50, КМЦ (крахмала) 5-10, КС1 10-30, КОН 5-10, гипса (CaSO4) 10-15, пеногасителя 2-3, воды 930-890, утяжелителя — до получения раствора необходимой плотности.

Показатели раствора: плотность 1,08 — 2,2 г/см3, условная вязкость 20 — 30 с, показатель фильтрации 4 — 8 см3/30 мин, CHCt = 6+36 дПа, СНСю = = 12÷72 äÏà, ðÍ = 8÷9.

Основные показатели качества, определяющие назначение раствора, — содержание хлорида калия в фильтре (30 — 70 г/л) и ионов кальция (1000-1200 ìã/ë).

Растворы, обработанные солями трехвалентных металлов. С увеличением валентности обменных катионов снижаются гидратация и набухае-мость глинистых сланцев, повышается их устойчивость.

Ионы алюминия, хрома и железа адсорбируются на глинистых минералах более прочными связями, чем другие обменные катионы, при этом общая обменная емкость глинистых минералов снижается. Однако все названные выше катионы существуют только в кислой среде (рН Запись опубликована 31.05.2010 автором admin в рубрике ПРОМЫВКА СКВАЖИН И БУРОВЫЕ РАСТВОРЫ с метками вод, глина, глинистый, качество, приготовление, раствор.

Характеристика коллекторских свойств продуктивных отложений. Расчет и обоснование параметров бурового раствора по интервалам бурения. Потребность в материалах, химических реагентах. Анализ циркуляционной системы и системы очистки. Охрана окружающей среды.

Рубрика	Геология, гидрология и геодезия
Вид	реферат
Язык	русский
Дата добавления	02.03.2015
Размер файла	221,1 K

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Содержание

1. Общие сведения о районе буровых работ

2. Геолого-технические условия строительства и эксплуатации скважин

2.1 Геологическая характеристика разреза

2.2 Характеристика коллекторских свойств продуктивных отложений

2.3 Возможные осложнения в процессе строительства скважины

2.4 Разделение геологического разреза на технологические интервалы по устойчивости горных пород и осложненности разреза

3. Выбор конструкции скважины

4. Расчет и обоснование требуемых параметров бурового раствора по интервалам бурения

4.1 Выбор типа промывочной жидкости по интервалам бурения

4.2 Анализ используемых на данном месторождение буровых растворов

5. Определение потребности в материалах и химических реагентах для приготовления и обработки промывочной жидкости по интервалам бурения и в целом по скважине

6. Требования к циркуляционной системе и системе очистки бурового раствора

6.1 Выбор оборудования для приготовления бурового раствора

6.2 Выбор оборудования для очистки бурового раствора

7. Мероприятия по приготовлению и обработке бурового раствора

7.1 Контроль параметров буровых растворов

7.2 Управление функциональными свойствами буровых растворов

8. Охрана окружающей среды и недр

Список использованных источников

Введение

Буровой раствор - важный элемент технологии бурения скважин, определяющий качество строительства скважины и ее стоимость. Наиболее часто в практике бурения скважин используют глинистые растворы, техническую воду, полимерные, биополимерные растворы и солевые растворы.

Изменение геолого-технических условий бурения скважин с глубиной таких как соленость и щелочность пластовых вод, изменение проницаемости коллекторов, перепады температур и давлений, требует оптимизации выбора состава бурового раствора со свойствами соответствующими геолого-техническим условиям строительства скважины. Промывочные жидкости, применяемые для бурения скважин, не только удаляют продукты разрушения из скважин и охлаждают породоразрушающий инструмент, но и обеспечивают предупреждение и ликвидацию осложнений, вскрытия продуктивных пластов и в целом способствует повышению качества буровых работ на нефть и газ.

Применение промывочных жидкостей, свойства которых не соответствуют данным геолого-техническим условиям, может привести к различным осложнениям и авариям, сопровождающимися большими затратами времени и средств.

Важную роль при обработке буровых растворов играют химические реагенты, правильный выбор и рациональное использование которых позволяет получать системы с заданными свойствами. Общие требования к буровым растворам любого типа можно сформулировать кратко.

А. Буровые растворы должны обеспечивать высокие технико-экономические показатели бурения. Основные условия выполнения этого требования:

*бурение при максимальной скорости, без аварий и осложнений;

*высокое качество бурения (устойчивость и близкие к номинальным геометрические параметры ствола скважины),

*высокое качество вскрытия продуктивного пласта (сохранение природной проницаемости нефтеносной породы в приствольной зоне).

Б. Буровые растворы должны быть безопасны для людей и окружающей природной среды в процессе приготовления, применения и утилизации отходов бурения. Выполнение этого требования - необходимое условие внедрения новых разработок в области.

1. Общие сведения о районе буровых работ

Русскинское месторождение расположено в Сургутском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области в 118 км севернее г. Сургута. Месторождение открыто в 1981 году и введено в разработку в 1986 году, эксплуатационное разбуривание начато в 1987 г.

Лицензия на право пользования недрами № ХМН 00417НЭ от 14.01.1997 г. выдана Открытому Акционерному Обществу “Сургутнефтегаз”.

Район Русскинского месторождения в промышленном отношении достаточно освоен. Ближайшие разрабатываемые месторождения: Савуйское, Федоровское, Конитлорское, Когалымское.

Значение (текст, название, величина)

1 Наименование месторождения (площади)

2 Температура воздуха, С

3 Среднегодовое количество осадков, мм

4 Максимальная глубина промерзания грунта, м

5 Продолжительность отопительного периода в году, сут.

6 Преобладающее направление ветра

7 Наибольшая скорость ветра, м/с

Южное и юго-западное

8 Сведение о площадке строительства и подъездных путях:

- толщина снежного покрова, м

- характер растительного покрова

Пологовистая заболоченная равнина с абсолютными отметками от +60 до +80 м (на водоразделах) до +25 _+30 м ( в долинах рек). Рельеф имеет слабое эрозионное, долинно-балочное и сильное озерное расчленение, осложнен речными терассами. Заозерность площади 5-10%. Заболоченность 30% (глубина болот 2,5 м). район не сейсмичен.

На водоразделах 1,0-1,15 в понижениях рельефа 2- 2,5

Господствующим ландшавтом является северная тайга, в котором преобладают лесотундровые и безлесные участки (залесенность площади 40-60%). Видовой состав леса: ели, лиственница; реже сосна, кедр, береза.

9 Характеристика подъездных дорог

- высота насыпи, м

10 Источник водоснабжения

11 Источник электроснабжения

12 Средства связи

Бурение колодцев на воду.

ВЛ-6 кВ ПАЭС-2500 аварийный-ДЭС-200-1шт.

Радиостанция, селекторная связь.

2. Геолого-технические условия строительства и эксплуатации скважин

2.1 Геологическая характеристика разреза

Таблица 2 - Литолого-стратиграфическая характеристика и физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины

Стандартное описание горной породы: полное название, характерные признаки (структура, текстура, минеральный состав и т.д.)

Коэффициент кавернозности в

Категория породы по

(мягкая, средняя и т.д.)

процент в интервале

Озерно-аллювиальные глины серые, суглинки, суспеси, в основании пески серые с прослоями алевретистых глин

Глины зеленовато-серые плотные с прослоями песка и алевролита с включением углистых остатков.

Переслаивание глин буровато-серых с песками и алевролитами серыми и светло серыми и прослоями бурых углей.

Пески светло-серые, преимущественно кварцевые, мелко-зернистые с прослоями глин буровато-серых, алевролитистых с включениями расти-тельных остатков.

Глины зеленовато-серые, злёные вязкие, с линзами и прослоями тонкозернистого кварцевого песка, с включениями сидерита, известняка.

Глины серые с зеленоватым оттенком, нижней части опоковидные, переходящие в глинистые опоки, в верхней части - деатомовые.

Глины темно-серые, в верхней части алевролитистые с прослоями тонкозернистого кварцевого алевролита, отмечается глауконит.

Глины зеленовато-серые, известковистые, прослоями пере-ходят в мергели, встречен глауконит, включения пирита и обломков фауны.

Глины серые, светло-серые, слабо алевролитистые, пепельно-серые.

Глины темно-серые, плотные, слюдистые, местами алевролитистые с включениями глауконита.

Переслаивание песчаников, алевролитов слабо сцементированных и рыхлых, в нижней части слюдистых глин серых, плотных песчанитых, с расти-тельным детритом, в нижней части алевролитистых.

Газо- и нефтенасыщенные песчаники, аргиллиты, алевролиты

Таблица 3 - Градиенты давлений и температура по разрезу

Глубина оп-ределения давления, м

давления, Мпа/м .10^2

Таблица 4 - Водоносность

Химический состав воды в мг-

2.2 Характеристика коллекторских свойств продуктивных отложений

Таблица 5- Характеристика вскрываемых пластов-коллекторов

раздела флюид-вода, м

Таблица 6 - Нефтеносность

Индекс страти-графического подразделения

Содержание, % по весу

в пласто-вых усло-виях

2.3 Возможные осложнения в процессе строительства скважины

Таблица 7 - Осыпи и обвалы стенок скважины

Буровые растворы, применявшиеся ранее

Время до начала

Мероприятия по ликвидации последствий (проработка, промывка и т.д.)

дополнительные данные по раствору, влияющие на устойчивость

Нарушение технологии бурения, превышение скорости СПО, организационные простои (ремонтные работы, ожидание инструмента или материалов), отклонение параметров бурового раствора в т.ч. плотности и др., несвоевременная реакция на симптомы осложнений

Таблица 8 - Нефтегазоводопроявления

Индекс стратиграфического подразделения

Вид проявляемого флюида (вода, нефть, конденсат, газ)

Величина ст. газа при ликвидации газопроявления, м

Плотность смеси при проявлении для расчета изб. Давлений, кг/м3

Свободный газ отсутствует

равна плотности нефти

Пренебрежение к постоянному доливу жидкости в скважину во время подъема инструмента, снижение давления в скважине ниже гидростат., низкое качество глинистого р-ра, превышение скорости СПО

Перелив раствора на устье

Разделение геологического разреза начинается с анализа состава пород, слагающих разрез скважины. При этом критериями выделения пород в единый технологический интервал являются однородность минералогического состава горной породы, содержание в ней близких по составу и степени минерализации пластовых флюидов, температура пластов, их проницаемость и пористость, величины пластовых давлений и давлений гидроразрыва пород, наличие зон возможных осложнений (осыпи, обвалы, набухание глинистых разностей пород, наличие многолетнемёрзлых пород, проявляющие и поглощающие пласты, наличие соленосных отложений и т.д.).

Разделение разреза скважины на технологические интервалы производим согласно рекомендациям приведенным выше.

1) Интервал до 50 метров сложен неустойчивыми породами четвертичной системы. Прежде всего, это пески, супеси, суглинки и торфяники. Породы этого интервала при взаимодействии с фильтратом бурового раствора могут привести к различным осложнениям, таким как осыпи, обвалы, кавернообразование, прихваты инструмента, поглощение бурового раствора.

2) Второй интервал 50 - 650 сложен песками светло-серыми, преимущественно кварцевыми, мелкозернистыми с прослоями глин буровато-серых, алевролитистых с включениями растительных остатков. Сюда входят Новомихайловская и Атлымская, Чеганская и Люлинворская свиты. Возможны интенсивные кавернообразование, осыпи и обвалы стенок скважины, прихваты инструмента. Интервал выбран для перекрытия пластов кондуктором. Возможны интенсивные кавернообразование, осыпи и обвалы стенок скважины. Итервал выбран для перекрытия пластов кондуктором.

3) Третий интервал 650 - 1850 метров, Алымская свита, характеризуется переслаиванием песчаников, алевролитов слабо сцементированных и рыхлых, в нижней части слюдистых глин серых, плотных песчанитых, с растительным детритом, в нижней части алевролитистых. При бурении интервала возможны слабые осыпи и обвалы стенок скважины, могут возникнуть прихваты инструмента. Кроме того, частичное поглощение бурового раствора, водопроявления, проявление сеноманских пластовых вод.

4) Четвертый интервал 1850 - 2550 метров, в который входят Вартовская и Мегионская свиты, представлен газо- и нефтенасыщенными песчаниками, аргиллитами, алевролитами. Этот горизонт является проектным АС4-8, БС10 - основной объект разработки месторождения, поэтому его необходимо выделить в отдельный интервал.

Читайте также: