Буровые и тампонажные жидкости

Использовать будем систему  BOREMAX данного состава. Этот раствор обеспечивает необходимые параметры и хорошие параметры работы долот.

Таблица 2.6. – Состав бурового раствора.

Наименование  материала	Функция реагента	Концентрация, кг/м3
BARAZAN D (Ксантановая смола)	Структурообразователь	1,0
BARITE (Барит)	Утяжелитель	70,0
BORE-HIB DP	Ингибитор глин и коррозии	4,0
CALCIUM CARBONATE 50	Утяжелитель/LCM	20
CAUSTIC SODA 25 KG	Регулятор рН	3,5
CLAY GRABBER	Ингибитор (флокулянт)	1,8
DRILLING DETERGENT	Противосальниковая добавка	1,0
LUBRIOL	Смазка	5
PAC-R(RE)	Регулятор фильтрации	2
POLYAC PLUS	Ингибитор	5,0
SODA ASH (Na2CO3)	Сода кальцинированная	3,0

 

Плюсы данной системы является:

- исключительные рабочие  характеристики в экстремальных условиях, таких как высокое дифференциальное давление, присутствие газа и др.

- система экономична по сравнению с лигносульфонатными и обратноэмульсионными системами и позволяет снизить стоимость бурения одного метра.

- хорошие показатели работы  долот.

- снижение вреда окружающей  среде и экономия затрат на разбавление и утилизацию, повышение безопасности персонала.

 

 

 

 

 

 

Интервал 2464 – 4022 м.

Интервал бурения под  эксплуатационную колонну 178 мм.

Данный интервал сложен в  основном из известняков с прослоями  глин и алевролитов. В интервале 2522 – 3189 м частичное поглощение бурового раствора. На данном интервале производиться набор зенитного угла скважины.

Возможно использование  раствора на углеводородной основе в  виде обратной эмульсии на основе минерального масла ENVIROMUL или малоглинистый ингибирующий буровой раствор.

Плотность бурового раствора при бурении данного интервала  необходимо поддерживать в зависимости  от величины зенитного угла. Плотность раствора поддерживается на уровне 1,15 – 1,17 г/см3 до глубины 2800м, с глубины 2800м, следует проводить поэтапное увеличение удельного веса бурового раствора до 1,35 – 1,40 г/см3 к глубине 3200 м. При неустойчивости стенок скважины возможно увеличение плотности бурового раствора.

Так как при использовании  раствора нужно снизить осмотический эффект на стенки скважины, выбираем раствор ENVIROMUL на основе минерального масла.

Для увеличения вязкости буровых растворов на нефтяной основе и улучшения их способность образовывать суспензию реализуем с помощью реагента GELTONE II, (органофильная глина).

Так же обязательный ввод эмульгатора, в данном случае используем EZ MUL NT, (полиаминированная жирная кислота). Данный эмульгатор предназначен для улучшения гидрофобных характеристик бурового раствора и при использовании в буровом растворе высоких концентраций двухвалентных солей CaCl и Ca₂CO₃.

Для контроля водоотдачи при высокой температуре и высоком давлении используется реагент DURATONE НТ (органофильный леонардит), так же он улучшает стабильность эмульсий.

Разбавитель DEEP-TREAT, лецитиновая жидкостная дисперсия, улучшающей их реологические свойства и стабильность эмульсии. Улучшает гидрофобные свойства твердой фазы бурового раствора. Повышает стойкость бурового раствора к воздействию воды. Уменьшает силы взаимодействия твердых частиц при приготовления тяжелых буровых растворов.

RM-63 улучшает реологические  характеристики и способность  удерживать шлам в растворах  с низким напряжением сдвига, оказывая минимальное воздействие  на растворы с высоким напряжением  сдвига. Использование RM-63 при бурении  на утяжеленном буровом растворе  в наклонных скважинах снижает  до минимума осаждение барита.

Выбираем систему  ENVIROMUL данного состава.

Таблица 2.6. – Состав бурового раствора.

Наименование  материала	Функция реагента	Концентрация, кг/м3
BARITE (Барит)	Утяжелитель	490,0
BAROBLOK	Контроль водоотдачи	15
CALCIUM CARBONATE 5	Утяжелитель/LCM	50
CALCIUM CARBONATE 50	Утяжелитель/LCM	50
CALCIUM CHLORIDE	Снижение активности воды	50
DRIL-TREAT	Гидрофобизатор твёрдой  фазы	3
DURATONE HT	Понизитель водоотдачи	5
EZ-MUL NT	Эмульгатор	20
GELTONE II	Структурообразователь	10
LIME (Гашеная известь)	Регулятор щёлочности	20
MINERAL OIL	Минеральное масло	590
RM-63	Модификатор реологии	1

 

Плюсы данной системы:

- обладает исключительными ингибирующими и фильтрационными свойствами позволяющими снизить вероятность осложнений вызванных осыпями и обвалами стенок скважины,

- уменьшенный осмотический эффект на стенки скважины,

- минеральное масло, являющееся основой раствора, обеспечивает снижение крутящего момента и сил трения возникающих при бурении скважин с большими отходами забоя от вертикали.

- вскрытие продуктивных горизонтов на эмульсионном растворе увеличивает продуктивность пласта за счёт сохранения естественной проницаемости призабойной зоны пласта.

- снижение вреда окружающей среде и повышение безопасности персонала.

Минусы данной системы:

- высокая стоимость химических  реагентов.

Разбуривание цементного стакана и оснастки ОК производится на растворе  оставшегося с предыдущего интервала (возможен перевод скважины на воду). После разбуривания цемента скважина переводится на эмульсионный раствор ENVIROMUL. При замещении используется разделительный буфер на основе минерального масла, пресный раствор при замещении сбрасывается в амбар.

В качестве запасного варианта можно предложить полимерный недиспергирующий буровой раствор (5, ст.184).

Таблица 2.7. – Состав бурового раствора.

Наименование  материала	Функция реагента	Концентрация, кг/м3
BENTONITE (Бентонит)	Структурообразователь	40 – 50
NaOH		2 – 5
ГКЖ-10, ГКЖ-11	Ингибитор глин	4 – 5
CS-131, PDA-1004	Флокулянт	25 – 50
КМЦ	Понизитель фильтрации, загуститель	4 – 5
ПАК, Desco CF	Дефлокулянт	1 – 2
LUBRIOL, ФК-2000	Смазка	100 – 80
SODA ASH (Na2CO3)	Сода кальцинированная	3 – 4
BARITE (Барит)	Утяжелитель	До необходимой  плотности

 

CS-131, PDA-1004 – высокомолекулярные  полимеры.

Плюсы данного раствора:

- предупреждает диспергирование разбуриваемой породы и повышение содержание твердой и глинистой фаз в растворе.

- низкое содержание глинистой  фазы, что способствует улучшению  показателей работы долот.

 

Минусы:

- сложность в предотвращении  обогащении выбуренной породой.

 

 

Интервал 4022 – 4541 м.

Интервал бурения под хвостовик 127 мм.

Краткое геологическое описание.

Данный интервал сложен из нефтенасыщенных песчаников с прослоями  алевролита и углефицированной глины.

Возможно использование  раствора на углеводородной основе в  виде обратной эмульсии на основе минерального масла ENVIROMUL или малоглинистый ингибирующий буровой раствор. Но для него нужна тонкая очистка с использование илоотделителей и центрифуг.

Для увеличения вязкости буровых растворов на нефтяной основе и улучшения их способность образовывать суспензию реализуем с помощью реагента GELTONE II, (органофильная глина).

Так же обязательный ввод эмульгатора, в данном случае используем EZ MUL NT, (полиаминированная жирная кислота). Данный эмульгатор предназначен для улучшения гидрофобных характеристик бурового раствора и при использовании в буровом растворе высоких концентраций двухвалентных солей CaCl и Ca₂CO₃.

Для контроля водоотдачи при высокой температуре и высоком давлении используется реагент DURATONE НТ (органофильный леонардит), так же он улучшает стабильность эмульсий.

Разбавитель DEEP-TREAT, лецитиновая  жидкостная дисперсия, улучшающей их реологические  свойства и стабильность эмульсии. Улучшает гидрофобные свойства твердой  фазы бурового раствора. Повышает стойкость  бурового раствора к воздействию  воды. Уменьшает силы взаимодействия твердых частиц при приготовления тяжелых буровых растворов.

RM-63 улучшает реологические  характеристики и способность  удерживать шлам в растворах  с низким напряжением сдвига, оказывая минимальное воздействие  на растворы с высоким напряжением  сдвига. Использование RM-63 при бурении  на утяжеленном буровом растворе  в наклонных скважинах снижает  до минимума осаждение барита.

Плотность раствора в интервале  поддерживается на уровне 1.08 г/см3 для  всего интервала. Необходимое значение плотности может быть достигнуто за счёт необходимой концентрации соли, дальнейшее утяжеление необходимо производить  карбонатным утяжелителем.

 

Выбираем систему  ENVIROMUL данного состава.

Таблица 2.8. – Состав бурового раствора.

Наименование  материала	Функция реагента	Концентрация, кг/м3
BAROBLOK	Контроль водоотдачи	15
CALCIUM CARBONATE 5	Утяжелитель/LCM	80,0
CALCIUM CARBONATE 50	Утяжелитель/LCM	50,0
CALCIUM CHLORIDE	Снижение активности воды	50
DRILTREAT	Гидрофобизатор твёрдой  фазы	2
EZ-MUL NT	Эмульгатор	20
GELTONE II	Структурообразователь	5
LIME	Регулятор щёлочности	20
MINERAL OIL	Минеральное масло	550
RM-63	Модификатор реологии	2
OMC-42	Модификатор реологии	2

 

Плюсы данной системы:

- обладает исключительными ингибирующими и фильтрационными свойствами позволяющими снизить вероятность осложнений вызванных осыпями и обвалами стенок скважины,

- уменьшенный осмотический  эффект на стенки скважины,

- минеральное масло, являющееся основой раствора, обеспечивает снижение крутящего момента и сил трения возникающих при бурении скважин с большими отходами забоя от вертикали.

- вскрытие продуктивных горизонтов на эмульсионном растворе увеличивает продуктивность пласта за счёт сохранения естественной проницаемости призабойной зоны пласта.

- снижение вреда окружающей  среде и повышение безопасности  персонала.

Минусы данной системы:

- высокая стоимость химических  реагентов.

Разбуривание цементного стакана и оснастки ОК производится на технической воде.

 

3. Обоснование реологических свойств бурового раствора.

Расчет пластичной вязкости и ДНС:

 

 

Интервал 0 – 30 м.

Пластическая вязкость и  динамическое напряжение сдвига не учитывается на данном интервале, так как не играют значительную роль в процессе углубления скважины.

 

 

Для обеспечения устойчивости стенок скважины в несвязных породах «условную вязкость» по Маршу рекомендуется поддерживать в пределах 70 – 90 сек.

 

Интервал 30 – 750 м.

Пластическая вязкость и  динамическое напряжение сдвига на данном интервале необходимо поддерживать соответственно более 15 сП ( 0,015 Па·с ) и  7,2 – 12 Па, так как играют значительную роль в процессе углубления скважины и для лучшей очистки забоя скважины и выноса выбуренной породы на поверхность.

 

 

Для обеспечения устойчивости стенок скважины в несвязных породах «условную вязкость» по Маршу рекомендуется поддерживать в пределах 60 – 70 сек., до глубины 300 м., для снижения потерь бурого раствора, 45 – 55 сек. до конца интервала

 

Интервал 750 – 2464 м.

Пластическая вязкость и  динамическое напряжение сдвига на данном интервале рекомендуется поддерживать соответственно более 17 сП ( 0,017 Па·с ) и 8,6 – 12 Па, так как играют значительную роль в процессе углубления скважины и для лучшей очистки забоя скважины и выноса выбуренной породы на поверхность. Для эффективной работы гидравлического забойного двигателя.

 

 

Для неосложненных условий  бурения «условную вязкость» по Маршу рекомендуется поддерживать в пределах 45 – 55 сек. При признаках поглощения бурового раствора необходимо увеличить значение «условной вязкости» до 60 – 70 сек

 

Интервал 2464 – 4022 м.

Пластическая вязкость и  динамическое напряжение сдвига на данном интервале рекомендуется поддерживать соответственно 12 - 55 сП ( 0,012 – 0,055 Па·с ) и 7,2 – 23,9 Па, для лучшей очистки забоя скважины и выноса выбуренной породы на поверхность.