 |
Обоснование выбора типа промывочной жидкости по
|
|
|
|
Интервалам бурения
Технология промывки скважины, т.е. комплекс реализованных при этом научных знаний и инженерных решений в области буровых растворов, является одним из решающих факторов успешного заканчивания ее при минимальных экономических затратах.
Тип бурового раствора выбирается в первую очередь из условия обеспечения устойчивости стенок скважины, определяемой физико-химическими свойствами слагающих ее горных пород и содержащихся в них флюидах, пластовым и горным давлением и забойной температурой. При этом следует руководствоваться опытом бурения в проектном районе с промывкой различными буровыми растворами. 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 соленосных пород, оттаиванием зон вечной мерзлоты и т.д. Если затраты времени на борьбу с подобными осложнениями отсутствуют в балансе времени на бурение скважины, то применяемый тип бурового раствора следует считать оптимальным. Если возникает необходимость в таких затратах, то выбирается другой тип бурового раствора, более соответствующий данным условиям бурения.
Данные о наиболее распространенных типах буровых растворов, используемых при бурении на твердые, жидкие и газообразные полезные ископаемые приводятся в таблице 17 и пособии по буровым растворам (Овчинников В.П., Аксенова Н.А.).
На рисунках 3-6 представлены диаграммы выбора бурового раствора.
Таблица 16 – Планируемые значения технологических параметров буровых растворов
| Интервал бурения по вертикали, м | Плотность, кг/м3 | Условная вязкость, по ВБР-1, с | Пластическая вязкость, по ВСН-3, мПа·с | Эффективная вязкость, мПа·с | Динамическое напряжение сдвига, Па | |
| от | до | |||||
Продолжение таблицы 16
|
|
|
| СНС, Па, через мин | Водоотдача по ВМ-6, см3/30 мин | Толщина корки, мм | Содержание твердой фазы, % | рН | Минерализация, г/л | |||
| коллоидной (активной части) | песка | всего | ||||||
Таблица 17 - Данные о наиболее распространенных типах буровых растворов, используемых при бурении скважин
| Тип | Условия применения | Компоненты | Массовая доля | Параметры раствора |
| Техническая или морская вода | Твердые, устойчивые породы, обладающие высокой сопротивляемостью размывающему действию потока; отсутствие нефтегазопроявляющих горизонтов | - | - | ρ=1000-1030; Т500, Ф30, СНС и рН не регламентируются |
| Солевые | Устойчивые, весьма устойчивые скальные и полускальные породы, соленосные отложения небольшой мощности | Т500=18-28 рН=9-3 |
 |
Продолжение таблицы 17
| Водно-солевые растворы полимеров | Алмазное бурение малого диматра, в относительно кстойчивых породах, при общей минерализации пластовых вод до 3 %. В качестве дисперсионной среды для получения буровых растворов на основе выбуренных пород. | ПАА Каустическая сода Хлористый калий | 0,6-1,2 0,1-0,5 18-35 | ρ=1,1-1,25 УВ=18-45 Ф30=6-8 СНС1/10=0 |
| ПАА Соль алюминия Каустическая сода Утяжеление минеральными солями | 0,2-0,4 0,03-0,05 0,1-0,2 20-40 | -//-//-//- | ||
| Силикатно-гуминовые растворы | Слабоустойчивые осыпающиеся глинистые сланцы, аргиллиты, премятые зоны тектонических нарушений | ρ=1030-1040; Т500=16-18 Ф30=5-8 рН=8-9 | ||
| Калиевый |  Эффективны при бурении неустойчивых глинистых сланцев
| Глина Едкий калий Хлористый калий КССБ КМЦ-500 Флотореагент Т-66, Т-80 | 5-8 0,4 3-4 4-5 0,4 2-3 | ρ=1080 УВ=20-25 Ф=6-9 СНС1/10=0,3/0,7 рН=8,5-10,5 |
| Глина Едкий калий Хлористый калий КССБ Флотореагент Т-66, Т-80 | 0,2 2-3 | ρ=1060 УВ=20-22 Ф=8-10 СНС1/10=1,5/2 рН=9 | ||
| Глина Едкий калий Хлористый калий КССБ ПАА+углекислый калий КМЦ-600 Флотореагент Т-66, Т-80 Утяжеление баритом | 0,5 0,1-0,5 0,4-0,5 1,0-1,5 | ρ=1050-1300 УВ=20-50 Ф=7-7,5 СНС1/10=5/7 рН=9,5 |
Продолжение таблицы 17
|
|
|
| Хлоркалиевый | Неустойчивые глины, глинистые сланцы: рекомендуется применять в высокоминерализованных пластовых водах при использовании крахмала | Глина Кальцинированная сода 10 %-ный раствор Каустическая сода 40%-ный раствор или известь Окзил КМЦ-500 Хромпик Хлористый калий Флотореагент Т-66, Т-80 Эмульсия полиэтилена Утяжеление баритом | 8-12 3-5 1-2,5 2,0-3,0 0,6-1,0 0,5-2,0 5-7 1-1,5 0,1-0,3 | ρ=1200-1800 УВ=60-80 Ф=3-5 СНС1/10=6/9 К+=5000-7000 Са2+<100 рН=8,5-9,5 |
| Феррокалиевый | Неустойчивые глины, глинистые сланцы. | Сернокислое железо 20 %-ный раствор Хлористый калий Известь пушенка Хромпик Флотореагент Т-66, Т-80 | 5-10 3-7 0,5-15 1-1,5 1,5-2 | ρ=1020-1080 УВ=20-25 Ф=5-6 СНС1/10=0/1 |
| Глина Железо сернокислое 20 %-ный раствор Хлористый калий Известь «пушенка» Окзил КМЦ-500 (600) Жидкое стекло Сульфонол 30 %-ный раствор Утяжеление баритом | 8-10 5-10 3-7 0,5-1,5 1,2-2,5 0,2-0,3 2-3 0,1-0,2 | ρ=1200-1300 УВ=40-60 Ф=3-5 СНС1/10=4/8 рН=7-7,5 |
 |
Продолжение таблицы 17
| Гипсовый | Слабоустойчивые легкодиспергирующиеся глины, аргиллиты при минерализации до 5% по NaCl, при повышенном содержании Са и Мg и забойных температурах до 159 0С, а также при бурении в гипсах и ангидритах | Глина Каустическая сода Гипс КССб | 10-25 0,15-0,3 1,5-3 1-1,5 | ρ=1200-1400 |
| Высококальциевый | Глинистые отложения и аргиллиты | Глина ОКССБ или окзил Известь 30%-ный раствор Хлористый кальций КМЦ-500 (600) Хромпик Утяжеление баритом | 10-15 6-7 4-6 0,3-0,5 0,3-0,8 1-1,5 1-1,5 | ρ=1300-2200 УВ=70-100 Ф=2-8 СНС1/10=9/15 Са2+=4000-5000 рН=8,5-9 |
| Полимерхлоркальциевый | Разбуривание неустойчивых аргиллитоподобных отложений | ПАА Окзил Хлористый кальций КМЦ-500 Сульфонол 30 %-ный раствор | 2,0-2,2 1,5-2,5 2-4 0,2-0,3 0,1-0,2 | ρ=1200-1260 УВ=20 Ф=10 рН=6,5-7 |
| Алюмокалиевый | Разбуривание увлажненных отложений при температуре 90 0С | Глина Окзил Известь 30 %-ный раствор Каустическая сода 10 %-ный р-р Хлористый калий Флотореагент Т-66, Т-80 Алюминат натрия или глиноземистый цемент 50 %-ный р-р Утяжеление баритом | 8-16 3-7 5-6 5-7 1,5-2 1-2 8-10 | ρ=1260-2300 УВ=35-60 Ф=2-5 СНС1/10=4/9 рН=10,5-11,5 К+ <5000 |
|
|
|
 |
Продолжение таблицы 17
| Малосиликатный | Повышение устойчивости ствола скважины при разбуривании осыпающихся пород (мощных отложений гипсов и ангидритов) | Глина Кальцинированная сода Жидкое стекло КМЦ (Крахмал) | 5-7 0,5 3-3,5 0,3 2,5 | ρ=1050-1100 УВ=25 Ф=10-12 СНС1/10=0,8/1,2 рН=11 |
| Феррогуматный |  Сравнительно устойчивые разрезы при отсутствии набухающих и диспергирующих глинистых пород
| Глина УЩР Сернокислое железо 20 %-ный р-р Сульфонол 30 %-ный р-р | 2-3 1-2 0,5-1,5 0,1-0,2 | ρ=1020-1080 УВ=25-30 Ф=5-6 СНС1/10=1/2 рН=6,5-7 |
| Ферросульфатный | Глина КССБ Известь 30 %-ный раствор КМЦ-600 Сернокислое железо Флотореагент Т-66, Т-80 Утяжеление баритом | 8-10 3-10 3-4 0,4-0,6 3-5 1,5-2 | ρ=1260-2300 УВ=60-70 Ф=3-4 СНС1/10=3/6 рН=6,5-7 Fе2+≥2500 | |
| Ферроакриловый | Глина КССБ Известь 30 %-ный раствор КМЦ-600 Сернокислое железо Метас Флотореагент Т-66, Т-80 | 5-6 3-5 3-4 1-3 0,2-0,3 1,5 | ρ=1160-1200 УВ=25-40 Ф=8-10 СНС1/10=1/2 рН=6,8-8,2 | |
| Полимерферросульфатный | Хлористый калий ПАА КМЦ -500(600) ССБ Вода+сернокисл. железо+мел (15:2:2) Утяжеление мелом | 5-7 1-1,5 0,8-1,2 3-5 2-3 | ρ=1020-1160 УВ=18-20 Ф=10-12 СНС1/10=0/0 рН=7 |
Продолжение таблицы 17
| Соленасыщенный | Разбуривание соленосных отложений во избежании кавернообразований без терригенных отложений, высокая забойная температура (до 160 0С) | Хлористый натрий Крахмальный реагент Каустическая сода | 20-25 3,5-4 0,7-1 | ρ=1080 УВ=65-70 Ф=2-3 СНС1/10=0,3/1,5 рН=7-7,5 |
| Глиногидрогеле-вый | Разбуривание терригенных пород для повышения устойчивости ствола скважины соленосных пород – бишофита, карналлита | Глина Карналлит Едкий натр 30 %-ный Крахмальный реагент КМЦ-500 (сухой) Утяжеление баритом | 5-6 5,5-6 2,5-3 3,5-4 0,1-0,2 | ρ=1100-1900 рН=7-8 |
| Глина Бишофит Едкий натр 30 %-ный КМЦ-500 (сухой) Крахмальный реагент МИН-1 Утяжеление баритом | 4-6 1,8-2 0,6-0,8 0,1-0,2 3,5-4,0 2,5-3 1,-12 | ρ=1250-1900 УВ=40-70 Ф=7-8 Mg2+≥6000 | ||
| На основе гидрогеля магния | Бишофит Едкий натр (сухой) КМЦ-500 (600), сухая Крахмальный реагент Утяжеление баритом | 40-50 2-3 1-2 2-3 | ρ=1300-200 УВ=30-60 Ф=3-6 СНС1/10=3/6 рН=7-7,5 | |
| Хлористый натрий Бишофит Каустическая сода КМЦ-500 Утяжеление баритом | 12-15 4-6 2-3 |
|
|
|
 |
Продолжение таблицы 17
| Слабоизвестковый | Разбуривание глинистых отложений (температурный предел 160 0С) | Глина ССБ Известь 30 %-ный раствор Каустическая сода 40 %-ный р-р | 10-20 8-10 2-3 1,2 | ρ=1200-1300 УВ=35-60 Ф=4-8 СНС1/10=6/9 Са2+=200 рН=9 |
| Известковый | Глинистый раствор (ρ-1200) КССБ Известь 30 %-ный раствор Каустическая сода 10 %-ный р-р Флотореагент Т-66, Т-80 Утяжеление баритом | Исходный 3-4 6,5-7 1-3 1-2 | ρ=1260-2300 УВ=60-70 Ф=4-5 СНС1/10=3/6 рН=9 | |
| Полимерглинистый | Алмазное бурение (твердыми сплавами и бескерновое) использование снарядов ССК и КССК с целью снижения трения колонны о стенки скважины, снижения гидродинамического давления потока, повышения устойчивости стенок. | Глина Едкий натр (сухой) Кальцинированная сода Гипан Утяжеление баритом | 8-10 0,1 0,5 0,3-0,5 | ρ=1080-1200 УВ=20-25 Ф=3-6 СНС1/10=0/0 рН=9 |
| Полимерлигносульфонатный | Разбуривание глинистых отложений, гипсов, ангидридов и карбонатных пород | ПУЩР 20 %-ный раствор ФХЛС 40 %-ный раствор ПАА+6 %-ныйNaCl (1:1,2), 1,2 %-ный | 0,8-0,9 | ρ=1030 УВ=17 СНС1/10=0/0 рН=7,5 |
| ССБ Хромпик ПАА+6 %-ныйNaCl (1:1,2), 1,2 %-ный | 35-40 0,5 3,2-3,5 | ρ=1060-1080 УВ=17 СНС1/10=0/0 рН=6-7 | ||
| Тяжелые жидкости (NaCl, CaCl, CaBr) |  Вскрытие продуктивных горизонтов, заканчивание и глушение скважин с противодавлением в продуктивном пласте, предотвращение кольматации пр. пласта
| ρ=1400-1820 Ф=9-15 |
Продолжение таблицы 17
| Известковобитумный (ИБР) | Разбуривание легконабухающих, склонных к обвалам глинистых пород, соленосных отложений; вскрытие продуктивных пластов с низкими коллекторскими свойствами | Дизельное топливо Высокоокисленный битум Вода | 60-70 7-18 4-6 | ρ=950-1100 УВ=200-300 Ф=0-2 СНС1/10=0,8/1,2 |
| Известь негашеная Сульфонол Петролатум Каустическая сода | 17-27 1,0-1,5 0,5-1,0 0,8-1,2 | |||
| Инвертно-эмульсионный | Дизельное топливо (нефть) Вода Смесь гудронов Каустическая сода | 45-60 35-45 3,5-4 1,5-2 | ρ=960-1120 УВ=35-150 Ф=1-7 СНС1/10=0,3-7,0/0,5-10 Электростабильность 80-150 В | |
| _________________________________________ Примечания 1 принятые обозначения: ρ – плотность кг/м3; УВ- условная вязкость, с; Ф- показатель фильтрации см3/30 мин; СНС1/10- статическое напряжение сдвига через 1 и 10 мин, Па; рН – водородный показатель; содержание ионов Са2+, К+ , Fe3+, Мg2+ в мг/л фильтрата. 2 Последовательность реагентов не означает порядок их ввода |
|
|
|
Рисунок 3 – Диаграмма выбора бурового раствора
Рисунок 4 – Диаграмма выбора бурового раствора - этап первый.
Рисунок 5 – Диаграмма выбора бурового раствора - этап второй.
Рисунок 6 – Диаграмма выбора бурового раствора - этап третий.
При разбуривании сцементированных песчаников, доломитов, известняков и других устойчивых пород не предъявляют специфические требования к выбору типа бурового раствора. Для этих целей наибольший экономический эффект будут давать такие агенты как техническая вода, пены, аэрированные жидкости и воздух.
Особую сложность представляет выбор типа циркулирующего агента для разбуривания глинистых и хемогенных пород. Если в разрезе скважины глинистые породы представлены в небольшом количестве или отсутствуют, то требования к буровым растворам предъявляются в зависимости от их влияния на коллекторские свойства продуктивных горизонтов. Если мощность пород составляет десятки и сотни метров, то к буровому раствору выдвигаются еще и требования сохранения устойчивости стенок скважины.
Наибольшую сложность представляют интервалы, сложенные чередующимися хемогенными, терригенными и гипсоангидритовыми породами. Здесь необходим научно-обоснованный выбор типа бурового раствора, сохраняющего устойчивость стенок скважины.
При выборе типа бурового раствора для бурения горизонтальных скважин следует учитывать наличие в разрезе скважины осыпающихся глинистых сланцев, стоимостные показатели, забойные температуру и давление, требования защиты окружающей среды. Наиболее подходящими считаются растворы на углеводородной основе, стабильные по составу и обладающие хорошими смазывающими свойствами.
При бурении мерзлых горных пород могут наблюдаться осложнения, связанные либо с замерзанием бурового раствора в стволе скважины, либо с оттаиванием или растворением льда мерзлых пород. Для предупреждения замерзания бурового раствора применяют минерализованные системы с температурой замерзания ниже минимальной температуры мерзлых горных пород. Чтобы предупредить оттаивание мерзлых горных пород, следует применять буровые растворы с низкими теплофизическими константами, например газообразные агенты. В последнем случае исключается и замерзание бурового раствора.
Следует помнить, что тип бурового раствора определяет не только осложнения при бурении, но и в большей мере влияет на эффективность разрушения породы долотом. Поэтому при решении этого вопроса следует анализировать и учитывать отечественный и зарубежный опыт бурения скважин в аналогичных разрезах. При прочих равных условиях всегда следует отдавать предпочтение буровым растворам с минимальным содержанием твердой фазы, вводить противоизносные и смазочные добавки, ингибиторы коррозии.
Отдельно решается вопрос выбора бурового раствора для вскрытия продуктивного пласта. Буровой раствор выбирается так, чтобы предотвратить загрязнение пор продуктивного коллектора твердой фазой и фильтратом бурового раствора. Поэтому при выборе бурового раствора для вскрытия продуктивного пласта следует учитывать следующие рекомендации:
1 Следует применять раствор на углеводородной основе – РУО (безводные или инвертно-эмульсионные) в случаях:
- при низкой проницаемости коллектора (менее 0,05-0,1 мкм2);
- при насыщении коллектора высоковязкой нефтью;
- при аномально низком давлении пласта следует применять безводные РУО аэрированные азотом (вскрытие на депрессии);
- при трещинном и прово-трещинном типе коллектора с проницаемостью более 1 мкм2. В данном случае необходимо применять только безводные РУО.
При наличии в коллекторе набухающих глин водная фаза РУО должна быть минерализована.
2 В остальных случаях допускается применение буровых растворов на водной основе. Если в коллекторе содержатся глины, склонные к набуханию, то применяют ингибирующие буровые растворы, как и для бурения глинистых пород.
3 Наиболее перспективны в настоящее время в плане сохранения коллекторских свойств продуктивных пластов биополимерсодержащие буровые растворы. Способность биополимеров к деструкции (разрушение со временем) предопределяет возможность сохранения естественной проницаемости коллектора.
Как правило, для проводки скважины требуется несколько типов бурового раствора. В курсовом проекте следует представить не менее двух типов буровых растворов для каждого интервала.
|
|
|
