Современные составы буровых промывочных жидкостей


POLYPAC (полианионная целлюлоза высокой вязкости) POLYPLUS



жүктеу 2.39 Mb.
бет8/13
Дата21.02.2019
өлшемі2.39 Mb.
1   ...   5   6   7   8   9   10   11   12   13

POLYPAC (полианионная целлюлоза высокой вязкости)

POLYPLUS (частично гидролизованный полиакриламид)

Перед добавлением в систему KCl и других химреагентов предварительно раствор перемешивают для уменьшения скачка вязкости.

Полимерная система на основе KCl чувствительна к воздействию кальция и содержанию твердых частиц в растворе. При приготовлении системы начинайте с нуля – не следует использовать в качестве базового раствора природный глинистый раствор.

Для снижения жесткости воды затворения, перед добавлением остальных реагентов, вода обрабатывается кальцинированной содой в концентрации Са+ < 300 мг/л. После этого можно добавить прогидратированный бентонит, затем такие реагенты, как KCl, едкий калий, полиакриламид, ПАЦ, биополимеры и барит.

Реологические параметры и водоотдача контролируются полимерами, которые имеют температурные пределы применения, обычно до 149ОС. Вследствие этого полимерные хлоркалиевые системы сохраняют стабильность до 149ОС.

В дополнение к KCl, существует целый ряд реагентов-источников К+:



Карбонат калия (растворимость до 50 % мас.)

Сульфат калия

Ацетат калия (К-52)

Едкий калий (КОН)



Свойства Ранние осад.породы Более поздние отложения

Плотность 1200 – 2100 кг/м3 1200 – 2100 кг/м3

ДНС, дПа 100 - 150 100 - 3150

СНС 10 сек, дПа 25 - 50 50 - 75

СНС 10 мин, дПа 75 - 100 75 - 1000

MBT <70 кг/м3 <57 кг/м3

Водоотдача 10 - 15 см3 5 -10 см3

Калий 15,000 - 25,000 мг/л 55,000 - 100,000 мг/л

Кальций <300 мг/л <300 мг/л

pH 9,5 - 10,0 10,0 - 10,5

Тв.фаза

низкой плотн. 3 - 6 % 3 – 6 %


Основные Ранние Более поздние Основные

компоненты осад.породы отложения функции

KCL 30 - 45 кг/м3 90 - 200 кг/м3 ингибитор

PolyPlus 1,5 - 2 кг/м3 1 - 1,5 кг/м3 ингибитор

M-I GEL 24 - 30 кг/м3 20 - 40 кг/м3 вязкость и фильт.корка

DuoVis 1,5 кг/м3 1,5 - 4 кг/м3 вязкость при низких скоростях сдвига

PolyPac 4,5 - 9 кг/м3 4,5 - 9 кг/м3 водоотдача

KOH 1,5 - 3 кг/м3 2 - 4 кг/м3 pH и K+

Кальцин.сода 1,5 кг/м3 1,5 кг/м3 регулятор Ca2+

M-I BAR до необходимой плотности
Система K - MAG

Назначение

- Ингибирование глинистого разреза;

- Повышение устойчивости стенок скважины;

- Получение номинального диаметра ствола;

- Сохранение эксплуатационных свойств коллектора;

Это осуществляется за счет ингибирования ионами калия. Система K-MAG используется в регионах, где применение KCl запрещено по экологическим причинам (высокое содержание хлоридов).

При приготовлении системы K-MAG используется пресная или морская вода. Основным разжижителем в данной системе является лигнит (растворимость снижается при высоких концентрациях Cl-).

Ограничения по хлоридам – 15 000 мг/л.

Преимущества: Недиспергированный шлам, устойчивость ствола, предотвращение осыпания стенок скважины, номинальный диаметр ствола.

Система может быть приготовлена на основе существующего глинистого раствора, который использовался без применения лигносульфонатов (SPERSENE®).

Порядок действий при преобразовании существующего раствора в систему K - MAG:

В течение одного цикла циркуляции добавить:

9 -15 кг/м3 M-I GEL® (прогидратированного)

12 кг/м3 ± K-17 ® или XP-20 ®

3 - 6 кг/м3 KOH

K-52 ® для регулирования содержания К+

12 - 18 кг/м3 SHALE-CHEK™ (добавляется позже для повышения ингибирования глинистых сланцев и предотвращения сальникообразования)

Система чувствительна к содержанию твердой фазы, поэтому объем твердой фазы с низкой плотностью должен поддерживаться < 5%.

Разбавление раствора необходимо сочетать с обработкой реагентами для поддержания их концентрации.

Концентрацию ионов K+ необходимо постоянно контролировать, ввиду того, что происходит замещение ионов, и концентрация калия уменьшается.

Концентрация ионов K+ обычно поддерживается на уровне
1 000- 10 000 мг/л.
Свойства раствора

Плотность 1100 - 1300 кг/м3

Условная вязкость (30) х (Плотность р-ра)

Пластическая вязкость график PV/ДНС

ДНС график PV/ДНС

СНС 10 сек, дПа 5 - 25

СНС 10 мин, дПа 5 - 50

MBT < 70 кг/м3

Водоотдача по требованию

Калий 1,000 - 10,000 мг/л

Кальций 0 - 300 мг/л

pH 9,5 - 10,5

Хлориды 0 - 20,000 мг/л

Тв.фаза низкой плотности 4- 5 %


Назначение реагентов

M-I BAR – увеличение плотности.

FER-OX – увеличение плотности.

M-I GEL (прегидр.) – увеличение вязкости и контроль водоотдачи.

K-17 (калиевый лигнит) – контроль водоотдачи/разжижитель, источник K+.

XP-20 (хромлигнит KOH) – контроль водоотдачи/разжижитель, источник K+.

KOH – pH, Pf, источник K+.

K-52 – источник K+.

POLYPAC R – увеличение вязкости и контроль водоотдачи.

RESINEX – высокотемпературная водоотдача.

DUO-VIS – вязкость при низких скоростях сдвига.

SHALE-CHEK – стабилизатор глин.
Состав раствора, кг/м3

M-I BAR или FER-OX до требуемой плотности

M-I GEL 15 – 45

KOH 1,5 – 6

K-17 или ХР-20 24 – 30

SHALE-CHEK 12 – 18

K-52 0 – 6

POLYPAC R 1,5 – 4,5

RESINEX 0 – 18

DUO-VIS 1,5 – 4,5


Водные полимерные системы с POLYPLUS

Водные системы с POLYPLUS одни из самых первых полимерных растворов примененных в бурении для получения максимальной механической скорости проходки.

POLYPLUS (PHPA – частично-гидролизованный полиакриламид) - это высокомолекулярный анионный полимер широкого спектра действия.

Реагент POLYPLUS повышает вязкость водных растворов и предотвращает диспергацию глин

При бурении на воде – действует как флокулянт, удаляя выбуренные частицы.

Среди преимуществ такого использования – увеличение скорости проходки, повышение эффективности очистного оборудования, устойчивость ствола скважины.

СИСТЕМА POLYPLUS – Безглинистая или малоглинистая система с низким содержанием твердой фазы на основе реагента (POLYPLUS)

Основное назначение данной системы – массовое бурение, стабилизация стенок скважин, ингибирование глин.

Глины стабилизируются в результате капсуляции поверхности, загущения водной фазы и связывании полимером свободной воды.

Капсуляция (капсулирование) – процесс «обволакивания» полиакриламидом глинистых частиц, предотвращающий попадание воды во внутреннюю структуру глин.

Загущение водной фазы приводит к замедлению продвижения фильтрата во внутреннюю структуру глин.

POLYPLUS адсорбирует воду из жидкой фазы, снижая объем cвободной воды, попадающей в глинистую структуру в виде фильтрата.

Концентрация POLYPLUS в системе для достижения данного эффекта должна находится в пределах 2,85 – 6,0 кг/м3.

При вышеуказанной концентрации полиакриламида в растворе наблюдается максимальный эффект по капсулированию водочувствительных глин в растворе и выбуренной породы, слагающей разрез ствола скважины.

Система остается стабильной в случае, если концентрация полимера поддерживается на необходимом уровне, а содержание глинистых частиц не превышает 2,0 %.

При несоблюдении этих условий может увеличиться вязкость, в этом случае для стабилизации свойств раствора потребуется добавление дефлокулянтов (разжижителей).

Использование дефлокулянтов повлечет за собой снижение эффекта капсуляции, поскольку анионные группы дефлокулянтов будут противодействовать анионным группам полимеров при адсорбции на поверхности глин.

При необходимости использования дефлокулянта рекомендуется использовать Tackle® , так как данный реагент не снижает ДНС в такой степени, как лигносульфонат и лигнит.

Ограничение на использование данной системы накладывается содержанием твердой фазы в растворе. Максимальная плотность раствора при сохранении его технологических свойств – 1450 кг/м3


Преимущества cистемы POLYPLUS:

- Высокие механические скорости бурения;

- Повышение устойчивости ствола скважины;

- Увеличение эффективности очистного оборудования;

- Низкие показатели водоотдачи;

- Высокое качество фильтрационной корки;

- Отсутствие дифференциальных прихватов;

- Cтабильные реологические свойства системы;

- Низкая пластическая вязкость, высокое ДНС;

- Снижение расхода реагентов.


Стабилизация глин:

С целью снижения диспергации и гидратации глин РOLYPLUS добавляется в систему раствора с низким рН, приготовленную на основе пресной воды или обработанную солями (NaCl и KCL).

POLYPLUS снижает крутящий момент на роторе и затяжки и посадки при СПО, предотвращает налипание породы на долото и КНБК.

POLYPLUS иногда добавляется в циркуляционную систему для увеличения вязкости раствора с целью улучшения очистки ствола. Данная процедура проводится при бурении интервалов, представленных мягкими глинами.

POLYPLUS может добавляться непосредственно в емкость для раствора в концентрированных объемах.

Большинство существующих систем растворов на водной основе могут быть преобразованы в систему POLYPLUS, однако, для бурения нового интервала желательно приготовить и использовать свежий раствор.


Процесс замещения

Для предотвращения потерь раствора в процессе замещения существующей системы раствора на систему POLYPLUS необходимо установить на вибросита сетки с большим размером ячеек.

После одного-двух циклов циркуляции сетки заменяются на более мелкие.

Полное замещение достигается с помощью прокачки вязкой буферной пачки, приготовленной на основе бентонита/ POLYPLUS .

Для того чтобы в процессе замещения удалить образовавшуюся на стенках скважины корку, раствор необходимо закачивать с высокой скоростью нагнетания (турбулентный поток)

Система POLYPLUS восприимчива к КАЛЬЦИЮ и pH; поэтому, если замещение должно происходить после спуска и цементирования обсадной колонны, рекомендуется разбурить цементный стакан и, перед замещением, провести испытание колонны на герметичность на старом растворе

Если цемент разбуривается с применением системы POLYPLUS, необходимо провести предварительные мероприятия по контролю за рН и удалению кальция.

Загрязнители системы POLYPLUS - pH, кальций и выбуренная порода.

Высокое рН приводит к гидролизации полимера в системе и образованию аммиачного газа, а кальций способствует осаждению полимера
Регулирование свойств системы на основе POLYPLUS:

Контроль и поддержание необходимой концентрации полимера

Регулирование содержания активной твердой фазы в растворе

Уровень кальция поддерживать на уровне <300 мг/л pH поддерживать на уровне, выше 10,0

МВТ < 57 кг/м3
Состав раствора, кг/м3

Прегидратированный бентонит 20 - 35

Каустическая сода или KOH 0,75 - 1,0

POLYPLUS 2,0 - 6,0

POLYPAC 1,0 - 6,0

DuoVis 0 - 1,0 кг/м3



Свойства раствора

Плотность 1050 – 1140 кг/м3

Условная вязкость 32 - 45 сек

Пластическая вязкость 6 - 10 сПз

ДНС, дПа 50 - 100

СНС 10 сек, дПа 15 - 30

СНС 10 мин, дПа 25 - 50

MBT 34 –57 кг/м3

Водоотдача по требованию

Кальций 0 - 300 мг/л

pH 8,5 – 10,0

Хлористый калий 0 - 5% (KCL)

Твердая фаза с низкой плотностью 3 - 5 %
Состав утяжелённого раствора, кг/м3

Прегидратированный бентонит 0 – 15 кг/м3

Каустическая сода или KOH 0,75 – 1,0 кг/м3

POLYPLUS 2,0 – 6,0 кг/м3

POLYPAC 1,0 – 6,0 кг/м3

DuoVis 0,5 – 1,5 кг/м3

Spersene 6,0 – 14,0 кг/м3

(Tackle) 3,0 – 6,0 кг/м3


Свойства утяжеленной системы POLYPLUS, обработанной дефлокулянтами

Плотность 1140 – 1990 кг/м3

Условная вязкость (29) х (Плотность раствора)

Пластическая вязкость 10 - 45 мПа*с

ДНС 8 - 30 фунтов/100 кв.футов

СНС 10 сек, дПа 15 – 25

СНС 10 мин, дПа 25 – 60

MBT < 48 кг/м3

Водоотдача по требованию

Кальций 0 - 300 мг/л

pH 9,5 – 11,0

Хлористый калий 0 - 5% (KCl)

Твердая фаза с низкой плотностью < 6%
Назначение реагентов

M-I BAR (Барит) – увеличение плотности.

M-I GEL (Бентонит) – вязкость и фильтрация.

Кальцинированная сода – регулирование жесткости.

POLYPLUS – ингибирование, cтабилизатор глин.

Каустическая сода – pH & Pf.

POLYPAC – водоотдача.

POLYSAL – водоотдача.

DUOVIS – регулирование вязкости при низкой скорости сдвига.

TACKLE – снижение СНС.

Известь – Pm.

Spersene SF – разжижитель, понизитель водоотдачи.

Полимерная система GLYDRIL

Данная система представляет собой полимерный раствор, в котором основным компонентом является полигликоли.

Полигликоли – двухатомные спирты и их производные, хорошо растворимые в воде при комнатной температуре.

Система обладает хорошими ингибирующими и смазывающими свойствами, способствует повышению устойчивости ствола и снижению водоотдачи при высоких давлении/температуре.

Система на основе полигликолей идеально подходит для бурения в истощенных песчаниках, где велика вероятность дифференциального прихвата, при бурении стволов с большим отклонением, в водочувствительных породах.

Система GLYDRIL:

- повышает устойчивость ствола скважины;

- снижает крутящий момент бурового инструмента;

- значительно уменьшает величину затяжек при СПО.

Среди других преимуществ системы можно указать повышение целостности выбуренной породы, улучшение характеристик фильтрационной корки, более низкую степень разбавления, снижение кавернообразования, повышение устойчивости к воздействию твердой фазы (глиноемкость), снижение сальникообразования, увеличение скорости проходки.

Благодаря низкой токсичности и невысокой стоимости утилизации, данную систему можно отнести к экологически чистым системам бурового раствора.

ФЕНОМЕН – ТОЧКА ПОМУТНЕНИЯ - это основной механизм ингибирования и стабилизации.



ТОЧКА ПОМУТНЕНИЯ – это температура, при которой гликоль переходит из растворимого в нерастворимое состояние.

При значениях температуры выше температуры помутнения полигликоль образует мелкие коллоидные частички или мицеллы, в результате чего происходит образование микроэмульсии, называемой «Эмульсией, образованной температурным воздействием»

При добавлении гликоля в систему раствора устойчивость ствола скважины обеспечивается за счет действия таких механизмов, как:

1. Химическая адсорбция;

2. Образование микроэмульсии и закупоривание пор в породе;

3. Образование более тонкой, менее пористой фильтрационной корки

Система становится более эффективной в присутствии солей (синергетический эффект), поэтому рекомендуется вводить в состав системы NaCl или KCl.

При адсорбировании нерастворимых полигликолей в фильтрационной корке снижается водоотдача и толщина корки на проницаемых пластах.

Полигликоли придают раствору смазывающие свойства и препятствуют сальникообразованию.

Большинство систем GLYDRIL создано на основе использования феномена помутнения. Однако в некоторых системах предусмотрено постоянное поддержание полигликоля частично в растворимом состоянии. Существует несколько видов гликолей, растворимых в широком температурном диапазоне. При разработке системы раствора применительно к каждому конкретному случаю, обычно предусматривается использование определенного вида гликоля.



Виды гликолей:

GLYDRILGP (смесь разных гликолей, разброс температуры помутнения)

GLYDRILLС (для низкоминерализованных растворов, < 30 000 мг/л CL)

GLYDRILMC (для среднеминерализованных растворов, 30 - 90 000 мг/л CL)

GLYDRILHC (для сильноминерализованных растворов, < 90 000 мг/л CL)

GLYDRIL™100 (полипропиленгликоль)

Способы снижения температуры растворения полигликолей:

1. Увеличение молекулярной массы полигликоля;

2. Увеличение концентрации полигликоля;

3. Возрастание степени минерализации воды.

Приготовление данной системы, как и других полимерных систем растворов, должно начинаться с приготовления нового раствора.

Цемент оказывает неблагоприятное воздействие на систему, поэтому, если замещение происходит на глубине установки башмака, перед замещением необходимо разбурить цемент и провести тест на герметизацию на старом растворе.

В случае необходимости разбуривания цемента на растворе GLYDRIL нужно снизить рН с помощью лимонной кислоты и провести обработку раствора бикарбонатом натрия.

Для предотвращения потерь раствора в процессе замещения существующей системы раствора на систему GLYDRIL необходимо использовать сетки вибросит с большим размером ячеек. После одного - двух циклов циркуляции сетки заменяются на более мелкие.

В процессе замещения, перед закачкой полигликоль/полимерной системы, необходимо закачать вязкую буферные пачку раствора. Также, по возможности производить замещения раствора в турбулентном режиме, что будет способствовать полному замещению и эффективному удалению старой фильтрационной корки со стенок скважины.



Регулирование свойств раствора

Контроль и поддержание необходимой концентрации полимеров.

Поддержание необходимой концентрации полигликоля.

Для замера концентрации полигликоля в растворе используется терморегулированная реторта (двустепенчатый метод) или ручной рефрактометр.

Регулирование содержания твердых частиц в системе.

Значение MBT поддерживать на уровне < 70 кг/м3.


Свойства раствора

Плотность 1050 – 2050 кг/м3

Условная вязкость 36 - 55 сек

Пластическая вязкость по графику

СНС 10 сек, дПа 10 - 125

СНС 10 мин, дПа 25 - 250

Водоотдача по требованию

pH 8,0 – 10,0

Кальций 100 мг/л

Хлориды 0 - 190 000 мг/л

Тв. фаза с низкой плотностью <5%

MBT(катионно-обменная емкость) 70 кг/м3


Назначение реагентов

M-I Bar – увеличение плотности

M-I Gel – вязкость и фильтрация

NaOH/KOH – pH и Pf

PolyPlus – капсулирование

DUOVIS – вязкость и поддержание взвеси

POLYPAC R & UL – снижение водоотдачи

Glycol – ингибирование, смазка

Рассолы NaCl и KCl – ингибирование, увеличение плотности
Силикатная система SILDRIL

Системы на основе соли/полимера с добавлением силикатов натрия и калия.

Разработаны для ингибирования глин и придания устойчивости скважинам, при бурении которых обычно используются растворы на нефтяной или синтетической основе.

Сфера применения силикатных систем – бурение трещиноватых глин, мела, или переслаивающихся коллоидных глин.

Процесс ингибирования и повышения устойчивости ствола происходит в результате осаждения растворимых силикатов и образования нерастворимой силикатной пленки в стволе, предотвращающей попадание воды в глины и проницаемые пласты.

При контакте растворимых силикатов с глинистыми породами происходит снижение рН, а в результате реакции с двухвалентными катионами (Ca2+, Mg2+) на/в глинах образуется кальциевое и/или магниевое силикатное покрытие.

Рис. 4. Растворимость силикатов


Растворимость силикатов происходит при рН > 11,0 и в отсутствие поливалентных катионов. Силикаты высаждаются при рН <11,0 или в присутствии катионов, поэтому значение pH должно поддерживаться на уровне 11,0 или более, а связывание поливалентных катионов производить обработками кальцинированной соды.

Для процесса ингибирования важно соотношение окислов силиката к окислам натрий или силикатный модуль. Исследования показали, что оптимальным является соотношение 2,0 -1 к 2,65-1. Более высокое соотношение не повышает эффективность системы.



Поддержание свойств системы:

Контроль за концентрацией силиката, так как при высоких скоростях бурения водочувствительных глин силикаты быстро расходуются. Подобный контроль необходим для того, чтобы система эффективно обеспечивала процесс ингибирования. (Оптимальная концентрация 50% активного силиката в системе приблизительно 85 кг/м3)

По своему ингибирующему действию силикатная система приближается по эффективности к системам на углеводородной основе.

Дополнительное ингибирование глин происходит за счет добавления гликолей и NaCl или KCl.

Добавляемый в систему гликоль снижает коэффициент трения и увеличивает термоустойчивость системы до 120ОС, поэтому при забойной температуре 88ОС рекомендуется добавлять полигликоль. Добавлять полигликоль можно также при необходимости снизить крутящий момент на роторе.

Нарушение эксплуатационных свойств пласта возможно при бурении пластов, содержащих жесткую воду. Это может произойти в результате осаждения силиката кальция (образование цемента) или затвердевания силиката натрия в поровых каналах скелета породы.

Подобный эффект также может наблюдаться в случае, если рН фильтрата, попадающего в породу, со временем снижается.
Приготовление силикатной системы

Используется вода затворения, из которой в процессе обработки были удалены двухвалентные ионы Ca2+ и Mg2+.

Данная система не так устойчива к воздействию твердой фазы, как большинство ингибирующих систем, поэтому не рекомендуется к использованию, если требуемое значение плотности выше 1,65 кг/м3.

Устойчива до 135ОС.

Силикатная система является дорогостоящей, высокоэффективной системой, и рекомендуется только для бурения сложных скважин.

Свойства раствора

Плотность 1050 – 1650 кг/м3

Условная вязкость 36 - 55 сек

PV/YP по графику

СНС 10 сек, дПа 10 - 125

СНС 10 мин, дПа 25 - 50

Водоотдача по требованию

pH 11,0 – 12,5

Кальций 0 мг/л

Хлориды 60 - 120,000 мг/л

Тв.фаза <5%

MBT(катионно-обменная емкость) < 42 кг/м3


Назначение реагентов

M-I Bar (Барит) – увеличение плотности .

SILDRIL – ингибирование.

NaOH/KOH – pH и Pf.

Кальцинированная сода – связывание ионов поливалентных металлов.

PolyPac R & UL – снижение водоотдачи.

DUOVIS – вязкость и поддержание взвеси.

Glycol – ингибирование, смазка.

Рассолы NaCl & KCl – базовый раствор, ингибирование.
Малоглинистый силикатный буровой раствор

Предназначен для бурения крутонаправленных, длинопротяженных участков ствола скважины (угол более 450) в интервалах залегания высокоактивных глинистых пород (емкость поглощения более 70 мг-экв/100г). представляет собой силикатный буровой раствор с высокими ингибирующими способностями.



Отличительная особенность

- высокая ингибирующая способность;

- эффективная крепящая способность стенок скважин;

- улучшение качества цементирования



Состав, % масс

Глинопорошок 2 - 3

Полианионная целлюлоза 0,5

Силикатный реагент 3,0 – 5,0

Смазочная добавка 1,5 – 2,0

Вода до 100



Технологические показатели:

условная вязкость, с 30 – 35

показатель фильтрации, см3/30 мин 3 - 4

статическое напряжение сдвига СНС1/10мин дПа 12/24

показатель нелинейности 0,5

пластическая вязкость, мПа с до 15

динамическое напряжение сдвига, дПа 100

водородный показатель 9,5 – 11,0


Полимер-эмульсионные буровые растворы

В настоящее время перспективы бурения связаны с проводкой пологих и горизонтальных скважин, что требует изменения технологии проводки ствола под эксплуатационную колонну через надпродуктивную толщу. При бурении скважин под эксплуатационную колонну до продуктивного пласта с промывкой технической водой или буровым раствором с высокими фильтрационными и низкими реологическими показателями возникают проблемы, связанные с неустойчивостью глинизированных пород или поглощениями. Высокопроницаемые пласты, не изолированные к моменту перехода к вскрытию продуктивного пласта, требуют больших затрат реагентов, завышения сверх необходимого его структурных показателей, добавления в раствор кольматантов, оказывающих отрицательное влияние на качество вскрытия пласта, или проведения специальных изоляционных работ перед вскрытием продуктивного пласта. Такая технология не позволяет бурить наклонные стволы скважин с большими отходами, т.к. не допускает набора больших углов скважин до перекрытия терригенных отложений и изоляции зон поглощения цементными мостами.

В этих условиях необходимо использовать буровые растворы с высокими ингибирующими и кольматирующими свойствами, исключающие необходимость закрепления терригенных отложений цементными мостами и проведение изоляционных работ с использованием твердеющих тампонажных материалов.

В этих условиях наиболее эффективно применение бурового раствора со свойствами, обеспечивающими устойчивость глинистых отложений, снижение проницаемости водоносных пластов и, в то же время, обеспечивающими его перевод в раствор для вскрытия продуктивного пласта.

Такими свойствами обладает безглинистый полимер-эмульсионный буровой раствор.

Разработаны два варианта бурового раствора:

Полимер-эмульсионный буровой раствор (ПЭБР) плотностью до 1030 кг/м3 для разрезов с пресными и слабоминерализованными пластовыми водами.

Полимер-эмульсионный буровой раствор (ББР-ПМГ) плотностью 1040 – 1230 кг/м3 для разрезов со значительными интервалами неустойчивых глинистых пород и высокоминерализованными пластовыми водами.

Основа ПЭБР и ББР-ПМГ - полимерные (в основном, полисахаридные) реагенты в комплексе с реагентами - гидрофобизаторами на основе калиевых солей высших жирных кислот и неионогенных ПАВ.
Полимер-эмульсионный буровой раствор (ПЭБР)

ПЭБР используется при бурении скважин под кондуктор и техническую колонну в разрезах, содержащих пресные и минерализованные воды. По результатам испытаний отмечены следующие преимущества ПЭБР в сравнении с традиционно используемым глинистым буровым раствором:

• Исключены осложнения при прохождении неустойчивых пород;

• Повышено качество крепления в 3 раза;

• Снижен расход цемента на 25%;

• Исключены осложнения при цементировании.

В растворы при необходимости можно вводить кольматант и осадкообразующие изоляционные добавки.

 

Полимер-эмульсионный буровой раствор (ББР-ПМГ)

ББР-ПМГ предназначен для проводки скважин, в разрезе которых присутствуют увлажненные глины, высокопроницаемые или слабосцементированные породы. При бурении по глинам, песчаникам и песчано-гравийным отложениям раствор позволяет сохранить номинальный ствол скважины и снизить проницаемость водоносных пластов.

Таблица 2 – Состав ПМГ



Наименование

Назначение

Расход, кг/м3

Р-СИЛ А

Ингибитор глин, антисептик

7,0

Реопак В

Понизитель фильтрации, капсулирующий реагент и регулятор структурно-реологических свойств

3,5

Синтал-БТ

Ингибитор, гидрофобизатор

5,0

Бурамил

Регулятор фильтрации

10,0

Каустическая сода

Регулятор рН

0,4

Бурфлюб-БТ

Смазывающая добавка

5,0

Дефобур-БТ

Пеногаситель

0,3

Кальцинированная сода

Регулятор рН

0,1

Хлорид калия

Ингибитор гидратации глин

50,0

Хлорид натрия

Регулятор плотности

100-200

Входящие в состав раствора полимерные и ингибирующие реагенты придают раствору необходимые свойства. Реагент-гидрофобизатор Синтал-БТ выполняет роль стабилизатора неустойчивых отложений, кольматирующей, гидрофобизирующей и смазывающей добавки. Дополнительная кольматация водоносных пластов и упрочнение стенок скважины достигается водорастворимыми силикатами Р-СИЛ (силикаты натрия, калия или их смеси). Применение полианионной целлюлозы (Реопак) в сочетании с Синтал-БТ и Р-СИЛ обеспечивает буровому раствору необходимые реологические характеристики.

С использованием гидравлических программ рассчитываются оптимальные показатели реологических свойств БР-ПМГ для бурения наклонных, пологих и горизонтальных участков стволов скважин. Компонентный состав для конкретного месторождения уточняется по результатам анализа геолого-технической документации и проведения дополнительных исследований кернового материала или шлама. Выбор комплекса ингибиторов проводится по стандартам АНИ и отечественным методикам.

Буровой раствор характеризуется низкими значениями показателя фильтрации (Ф = 2,0-8,0см3 по АРI), регулируемыми в широком диапазоне реологическими показателями (n=10-40 мПа·с; т0=25-180,0 дПа), низким коэффициентом трения (Ктр = 0,07-0,1 по API).

Положительным является тот факт, что этот раствор легко модифицируется в буровой раствор для вскрытия продуктивного пласта путем дополнительного ввода крахмала, карбоната кальция и при необходимости – биополимера.

Раствор БР-ПМГ успешно применяется при проводке скважин в неустойчивых глинизированных отложениях значительной протяженности с зенитным углом 50-70° с сохранением номинального диаметра скважин при бурении пологих и горизонтальных участков ствола скважины, в том числе при бурении дополнительных стволов на месторождениях Пермской области, при этом исключается необходимость установки цементных мостов в верейском горизонте, которые при бурении по традиционной технологии были обязательны.

В настоящее время этот раствор применяется при бурении надпродуктивного интервала на месторождениях Коми, Казахстана.
Высокоингибирующий экологически безопасный раствор на водной основе ULTRADRIL

Преимущества

Стабилизация глинистых пород

Меньший коэффициент разбавления

Устойчивость стенок скважины

Более высокие скорости проходки

Отсутствие сальникообразования

Гибкость

Пресный


Минерализованный

Соленасыщенный

Экологичность

Только нетоксичные компоненты

основные компоненты

ULTRAHIB – ингибитор гидратации

Жидкий полиамин

Типовая концентрация 2-4% по объему

Можно добавлять в систему в любой момент времени



ULTRACAP – ингибитор диспергирования

Синтетический полимер

Типовая концентрация 3-9 кг/м3

Немного увеличивает вязкость и снижает водоотдачу



ULTRAFREE – «понизитель липкости»

Жидкая смесь ПАВ

Типовая концентрация 1.5-3 по объему

Можно добавлять в систему в любой момент времени

Другие полимеры (Polypac, Duovis) – по мере необходимости.
Таблица 3


Тип раствора

LC50, 96 часов

5% ULTRAHIB, 12 кг/м3 ULTRACAP, 0% ULTRAFREE

142,200

Из скважины - 1,23SG ULTRADRIL (+20% NaCl)

3% ULTRAHIB, 7 кг/м3 ULTRACAP, 3% ULTRAFREE



162,400

Свежий – 1.92SG ULTRADRIL (+20% NaCl)

3% ULTRAHIB, 3 кг/м3 ULTRACAP, 3% ULTRAFREE



374,600

Свежий 1.32SG Lab ULTRADRIL (+ морская вода)

3% ULTRAHIB, 8 кг/м3 ULTRACAP, 3% ULTRAFREE



221,500




Буровой раствор на водной основе с высокими характеристиками на основе модифицированного танина

Система на основе модифицированного танина Drill_Thin выпущена после нескольких лет обширных исследований. Drill_Thin был разработан для замены хромлигносульфонатов. Исследования были направлены на создание разжижителя на таниновой основе, который бы подобно хромлигносульфонату обеспечивал регулирование реологических свойств, не оказывая вредного воздействия на окружающую среду, что характерно для хромсодержащих разжижителей. Лабораторные испытания показали, что Drill_Thin более эффективно регулирует реологические свойства, чем хромлигносульфонат или нехромсодержащий лигносульфонат в зависимости от применения.



Достоинства:

• не содержит хрома;

• превосходит обычно используемые хромсодержащие разжижители, будучи гораздо более экологически приемлемым;

• превосходные характеристики при низких концентрациях;

• сoвместим с обычными системами на основе пресной воды, морской воды и насыщенной соленой воды;

• свойства не зависят от температуры: действует при низких и высоких температурах;

• свойства не зависят от pH: одинаково хорошо действует в системах с низким рН и высоким рН;

• сохраняет превосходные характеристики при загрязнении солями и гипсом;

• LC - 50 > 1000000 млн – для мелких организмов (Mysidopsis bahia) в концентрации 4 фунта/баррель.

Свойства раствора

Плотность 1400 - 1450 кг/м3

Пластическая вязкость 22 мПа*с

ДНС 20 – 40

СНС 10 сек, дПа 10-15

СНС 10 мин, дПа 40 - 45


3.3. Буровые растворы для вскрытия продуктивных пластов

Эффективность работы нефтяных и газовых скважин во многом определяется состоянием призабойной зоны скважин в период заканчивания, который включает в себя ряд важнейших технологических операций по вскрытию продуктивных платов, их разобщению и освоению.

От правильного выбора технологии вскрытия, от соответствия технологических жидкостей применяемых при вскрытии геологическим условиям зависит конечная цель бурения скважин – это получение проектного дебита при длительной безаварийной работы скважины.

В результате физико-химического и физико-механического воздействия при вскрытии изменяются коллекторские свойства пород в призабойной зоне.

Физико-химическое воздействие на призабойную зону обусловлено взаимодействием флюида пласта и фильтрата бурового раствора, а также действием адсорбционных, капиллярных и диффузионных сил.

Физико-механическое воздействие на продуктивный горизонт оказывают следующие факторы:

- разгрузка горного массива в результате разбуривания пласта;

- изменение противодавления столба бурового раствора и изменяющееся давление в процессе твердения столба цементного раствора;

- фильтрация фильтрата бурового раствора;

- изменяющийся температурный режим в скважине;

- гидродинамическое и механическое воздействие на породы в разбуриваемом пласте движущегося бурового инструмента;

- гидродинамические эффекты (гидроудары, понижение давления и т.д.) в стволе и призабойной зоне в процессе цементирования и освоения скважины.

Таким образом, при правильном подборе рецептур буровых и тампонажных растворов, технологии вскрытия продуктивных пластов, конструкции забоя скважины возможно наиболее полное, продолжительное и безаварийное извлечение продуктивного флюида.

Для минимизации воздействия буровых растворов на ПЗП они должны отвечать следующим требованиям:

1. Фильтрат бурового раствора должен быть таким, чтобы, что бы при проникновении его в ПЗП не происходило набухание глинистого материала, соле- и пенообразования в пористой среде горных пород. Желательно в буровой раствор вводить ПАВ способный гидрофобизировать поверхность поровых каналов;

2. Гранулометрический состав твердой фазы бурового и цементного растворов должен соответствовать структуре порового пространства, т.е. для предотвращения глубокой кольматации содержание частиц, диаметр которых больше на 30% размера поровых каналов или трещин, должно быть не менее 5% от общего объема твердой фазы промывочного агента. Желательно, чтобы буровой раствор был вообще без твёрдой фазы или с меньшим по возможности её содержанием. Рекомендуется выбирать твёрдую фазу из материалов, растворяющихся в соляной или других кислотах (в виду дальнейшей кислотной обработки ПЗП для интенсификации притоков флюида). Такие вещества: мел, мраморная крошка, известняк, доломит и сидерит. Растворение возможно не только в кислотах, но и в пластовых жидкостях. Ряд веществ растворяется в минеральных водах;

3. Поверхностное натяжение на границе раздела фаз фильтрат – пластовый флюид должно быть минимальным;

4. водоотдача в забойных условиях должна быть минимальной. Фильтроотдача должна быть минимальной (4-6 см3 / 30 мин.). фильтрат должен содержать вещества, которые подавляют склонность частиц пласта (глинистых) к набуханию;

5. Буровой раствор должен быть малотиксотропным с невысоким значением СНС и реологическими показателями l=(ΔP*RСКВ)/θ , где l-глубина проникновения бурового раствора в пласт; ΔP-перепад давления ΔP=PЗПЛ, RСКВ-радиус скважины; θ-СНС жидкости;

6. Плотность и реологические параметры – такими, чтобы дифференциальное давление при разбуривании продуктивной толщи были близкими нулю;

7. Буровой раствор должен обладать способностью быстро формировать на стенках породы практически непроницаемую фильтрационную корку, препятствующую проникновению фильтрата в пласт, и способную к самодеструкции со временем или под действием специальных реагентов[3].
Гидрофобизирующий буровой раствор «СИЛИК»

Буровой раствор «СИЛИК» - гидрофобизирующая система на водной основе, для бурения неустойчивых глинистых отложений, вскрытия продуктивных пластов, в том числе, при строительстве наклонно-направленных и горизонтальных скважин, как на суше, так и в море.

Рекомендуемый раствор обладает повышенными смазывающими, ингибирующими и регулируемыми флокулирующими и вязкостными свойствами.

Состав раствора

Гидрофобизирующий раствор состоит из минимального количества реагентов, выпускаемых отечественной промышленностью.

Основной компонент раствора - гидрофобизирующий комплексный реагент «КР-03», который представляет собой водный раствор смеси кремний и фосфорорганических комплексов, имеет щелочную среду и придает гидрофобизирующие, модифицирующие и ингибирующие свойства различным материалам и растворам.

В качестве структурообразователя используются небольшие добавки высококачественного бентонитового глинопорошка.

Для обеспечения смазывающих свойств раствора используется смазочная добавка «ГЛИТАЛ», которая улучшает также фильтрационные и ингибирующие свойства раствора.

С целью исключения отрицательного влияния на свойства раствора высокоминерализованной твердой фазы и пластовой воды предусмотрена обработка раствора эффективным реагентом - «НТФ».

Предупреждение микробиологического заражения раствора обеспечивается бактерицидом «БД-2», который одновременно является и ингибитором сероводорода.

Для повышения качества вскрытия продуктивных пластов предусмотрена обработка раствора с целью снижения показателя фильтрации полисахаридным реагентом типа «КМЦ-600» и добавка специального ПАВ - «СК-полиэфирный», которая снижает значение межфазного поверхностного натяжения на границе «фильтрат раствора - углеводород».

При вскрытии интервалов, сложенных высоколлоидальными глинистыми породами, с целью повышения ингибирующей способности раствора рекомендуется дополнительно вводить в буровой раствор алюмокалиевые квасцы (АКК).

Предлагаемая рецептура раствора позволяет обеспечить технологические параметры в широком диапазоне в соответствии с требованиями геолого-технического наряда на строительство конкретных скважин, как на суше, так и в море, в том числе при наличии в разрезе больших интервалов высокопластичных глин и высокоминерализованной пластовой воды.

Отличительные особенности раствора обусловлены наличием комплексного реагента «КР-03», который обладает:

- химическим сродством к алюмосиликатным горным породам, что обуславливает его адсорбционную активность;

- высокой термостойкостью (до 250 °С), что повышает термостабильность других компонентов (например, КМЦ, биополимеров) и раствора в целом (до 150 °С и выше);

- пластифицирующим действием на глинистую суспензию и положительным влиянием на ее фильтрационные и структурно-реологические свойства, что дает возможность регулировать технологические параметры растворов в заданных пределах при малых дозировках, в том числе, содержание коллоидной глинистой составляющей.

Основные преимущества гидрофобизирующего раствора «СИЛИК»

Вскрытие продуктивного интервала и освоение скважины.

Тонкая эластичная корка препятствует проникновению в пласт твердых частиц и фильтрата бурового раствора. Наличие в растворе органических производных кремния и фосфора предотвращает набухание глинистых минералов скелета породы, образование и выпадение нерастворимых осадков, что способствует сохранению естественных фильтрационных свойств пород-коллекторов.

Поверхностно-активные свойства фильтрата бурового раствора (краевой угол смачивания, межфазное натяжение на границе «фильтрат раствора - нефть») сокращают сроки освоения скважины и обеспечивают оптимальные условия для нефтеизвлечения.

Устойчивость стенок скважины и предупреждение прихватов инструмента.

Ингибирующая и гидрофобизирующая способность раствора обеспечивает низкие показатели скорости увлажнения и диспергируемости глинистых минералов (определяются по стандартам России и АНИ). В связи с этим, предупреждается набухание и потеря устойчивости пород, слагающих стенки скважины.

Данные кавернометрии с привлечением микрометодов (МБК) подтверждают положительное влияние гидрофобизирующего раствора на устойчивое состояние стенок скважины.

Под воздействием кремний - и фосфорорганических модификаторов на коллоидную глинистую составляющую бурового раствора формируется тонкая (не более 1 мм) эластичная корка, которая обеспечивает хорошие смазывающие свойства (коэффициент трения по стандарту АНИ - не более 0,18) и гарантирует безаварийную проводку скважины с высокой скоростью.



Показатели работы долот

Наличие в растворе гидрофобизатора «КР-03» снижает содержание коллоидной глинистой составляющей и автоматически поддерживает этот показатель на оптимальном уровне - 1,8 - 2,3 %. В результате предотвращения диспергирования и гидратации выбуренной породы улучшается качество очистки раствора механическими средствами, уменьшается «наработка» бурового раствора.

Уменьшение общего содержания твердой фазы и, особенно ее коллоидной глинистой составляющей, обеспечивает значительное (до 30-60 %) увеличение механической скорости проходки и проходки на долото при прочих равных условиях.

Геофизические исследования

Применение гидрофобизирующего раствора обеспечивает хорошее качество материалов ГИС и уверенную их интерпретацию.

Следует также отметить следующее. В низкоомных отложениях методы электрического каротажа не позволяют уверенно расчленить разрез по характеру насыщения (наличие нефтеносных и водоносных пластов).

При использовании гидрофобизирующего бурового раствора проникновение фильтрата будет сопровождаться сменой смачиваемости в нефтенасыщенном пласте, что приведет к росту сопротивлений, но не изменит сопротивления водонасыщенных пластов. Лабораторные исследования подтверждают, что при фильтрации через нефтенасыщенные керны раствора с добавками гидрофобизатора, сопротивление таких кернов возрастает на порядок и более. Поэтому применение гидрофобизирующего раствора поможет решить проблему более четкого разделения нефтеносных и водоносных пластов.



Экологическая безопасность

Буровой раствор «СИЛИК», а также все компоненты, входящие в его состав по ГОСТ 12.1.007-76 относятся к 4 классу опасности (малоопасные вещества).

Применение системы «СИЛИК» не требует специальных мер и средств по защите окружающей среды.

Технологичность

Для приготовления и регулирования свойств гидрофобизирующего бурового раствора используется стандартное оборудование циркуляционных систем буровых установок.

Бурение верхних интервалов скважины и вскрытие продуктивных пластов, возможно, производить на одном — предлагаемом типе раствора.

Использование гидрофобизирующего раствора благоприятствует успешному проведению процесса цементирования обсадных колонн.

Стабильность технологических параметров раствора в течение длительного времени позволяет повторно его использовать для различных технологических целей, в том числе бурения последующих скважин.
Система растворимого в кислоте бурового раствора для вскрытия продуктивных пластов BARADRIL-N

Система растворимого в кислоте бурового раствора для вскрытия продуктивных пластов BARADRIL-N разработана специально для обеспечения минимального повреждения пласта, устойчивости ствола скважины и быстрой очистки скважины.

Система BARADRIL-N является одной из специализированных систем бурового раствора, входящей в серию DRIL-N системы Baroid. Она специально составлена и разработана для бурения, заканчивания и капитального ремонта горизонтальных и вертикальных скважин. Не содержащая глины система BARADRIL-N на основе частиц карбоната кальция оптимального размера представляет собой растворимый в кислоте неповреждающий буровой раствор, предназначенный для вскрытия продуктивного пласта. Система готовится на пресной воде или рассоле, термостабильных полимеров для снижения фильтрации и загущения закупоривающих частиц карбоната кальция.

Преимущества системы BARADRIL-N:



  • простота приготовления и поддержания заданных характеристик на промысле;.

  • обеспечение устойчивости ствола скважины и эффективный контроль снижения водоотдачи при бурении разрабатываемых проницаемых пластов;

  • возможность быстрого повышения плотности бурового раствора с помощью водорастворимой соли или закупоривающей добавки BARACARB®5 для регулирования давления в скважине;

  • растворимость в кислоте и неповреждающее воздействие на продуктивнее пласты;

  • за счет правильного подбора распределения по размеру закупоривающих частиц BARACARB с помощью моделирующей программы DFGTM группы Baroid исключается глубокое проникновение твердых частиц и бурового раствора в продуктивные зоны;

  • обеспечение высокой механической скорости бурения и хороших смазочных характеристик.

Система BARADRIL представляет собой неповреждающий неутяжеленный или утяжеленный буровой раствор, применяемый в тех случаях, когда контроль водоотдачи и устойчивость пласта имеют первоочередную важность.

Фильтрационная корка BARADRIL-N не препятствует проведению очистки скважины, не замедляет ее и легко удаляется с помощью системы N-FLOWTM или традиционной кислотной обработки.

Система BARADRIL-N может быть приготовлена с использованием рассолов на основе хлорида калия, натрия или кальция, морской или пресной воды, растворов бромида натрия, формиатов натрия, калия или цезия.
Калиевый буровой раствор ИКАРБ

Система ИКАРБ специально разработана как экологически чистый буровой раствор, который позволительно сбрасывать на землю и в море. Все реагенты этого раствора биологически разлагаемы.

Технология приготовления раствора ИКАРБ отличается простотой, а время приготовления практически ограничивается временем ввода основных реагентов и материалов в систему.

Содержание карбонатного утяжелителя в буровом растворе имеет важное значение для систем семейства ИКАРБ, особенно при повторном использовании этих растворов для вскрытия продуктивных отложений.

При бурении происходит загрязнение этих растворов и важно знать содержание карбонатной части твердой фазы с целью определения необходимости дополнительных обработок раствора этим материалом или частичного освежения системы.

Желательно в твердой фазе загрязненной системы ИКАРБ иметь не менее 50-60% карбонатной твердой фазы. Содержание карбонатного утяжелителя в твердой фазе свежеприготовленного раствора ИКАРБ колеблется от 92 до 95% от общего содержания твердой фазы.

Независимо от степени загрязнения раствора ИКАРБ выбуренной породой абсолютная концентрация карбоната кальция в этом растворе должна быть не ниже 40–50кг/м3.

Существенной особенностью является то, что характер и степень минерализации воды затворения не оказывают влияния ни на качество получаемого раствора, ни на технологию его приготовления, в которой очередность ввода компонентов также несущественна.

Стоимость системы ИКАРБ выше по сравнению с обычными буровыми растворами. Однако, в силу указанных достоинств, система ИКАРБ становится эффективной. В сочетании с известными экономическими достоинствами в определенных условиях система ИКАРБ не имеет альтернативы.
Состав раствора, кг/м3

ХВ - полимер 2 - 5

NаОН 1

ИКР 10 - 15



ЭКОПАК - R 3

ЭКОПАК - SL 2

КСl 50

ИККАРБ - 75/150 50



ИКФАК 1 - 2

ИКДЕФОМ 0,2

ИКБАК 1

Свойства раствора

Плотность, кг/м3 1060 – 1080

Условная вязкость, сек 30 - 40

Пластическая вязкость, сПз 12 - 18

ДНС, дПа 50 - 150

СНС0/10, дПа 20-40/30-60

Водоотдача, см3/30мин (API) 6 - 8

рН 9 - 10




Каталог: wp-content -> uploads -> 2013
2013 -> Министерство сельского хозяйства Республики Казахстан 010 000, г
2013 -> Бір көзден алу тәсілімен мемлекеттік сатып алу қорытындысы туралы №21 хаттама
2013 -> Бір көзден алу тәсілімен мемлекеттік сатып алу қорытындысы туралы №2 хаттама
2013 -> Бір көзден алу тәсілімен мемлекеттік сатып алу қорытындысы туралы №6 хаттама
2013 -> Министерство сельского хозяйства Республики Казахстан 010 000, г
2013 -> Тақырыптың өзектілігі
2013 -> «Алаш» либералдық-демократиялық қозғалысы идеологиясының маңызд


Достарыңызбен бөлісу:
1   ...   5   6   7   8   9   10   11   12   13


©kzref.org 2019
әкімшілігінің қараңыз

    Басты бет