Буровые растворы на водной основе

     Пятая группа — каменная соль. Буровой  раствор должен быть засолен с целью предотвращения растворения соли и образования каверн, что может, в свою очередь, привести к осыпям и обвалам вышележащих терригенных пород. Бурение можно вести с промывкой рассолом, если требуемая плотность не превышает 1,2 г/см³.

     Шестая  группа — каменная соль с пропластками бишофита и других солей. Бурить эти породы надо с использованием рассола или глинистого раствора, содержащего соль с большей растворимостью.

     Седьмая группа — каменная соль с пропластками терригенных пород. Для их бурения необходимо использовать соленасыщенные буровые растворы, химическая обработка которых позволяет получить низкие значения водоотдачи.

     Восьмая группа — каменная соль с пропластками бишофита и терригенных пород. Бурить их надо с промывкой обработанными химическими реагентами растворами с небольшой водоотдачей, засоленными хлористым магнием (или другой солью).

     В соответствии с геологическими условиями  выбирают типы буровых растворов.

     Устойчивые  разрезы можно бурить с промывкой водными растворами ПАВ, глинистыми растворами, обработанными УЩР (до 2 %) и содой (до 0,5 %).

     При наличии в разрезах незначительных пропластков набухающих глин УЩР должен быть заменен КССБ (до 1 %), окзилом, ФХЛС (до 1,5 %) или УЩР в сочетании с ПФЛХ (до 0,5%), нитролигнином (до 0,5 %) и др.

     При температурах выше 120 °С для предупреждения загустевания должны быть использованы добавки хроматов (до 0,1 %). Регулировать водоотдачу при этих температурах можно добавлением акриловых полимеров (гипан, метас, М-14 и др.) до 0,5 %.

     В карбонатно-глинистых разрезах рекомендуется  использовать гуматно-кальциевые растворы.

     Неустойчивые, набухающие глинистые  породы, склонные к осыпям и обвалам, при температурах до 120 °С следует бурить с промывкой или известковыми растворами следующего состава: до 5 % УЩР; до 3 % ССБ; до 0,1 % хроматов, или хлоркальциевыми растворами, стабилизированными КССБ – 1,5-2 %, СаСl₂–0,5-2 %, Са(ОН)₂ – до 0,5 %.

     При температурах до 160°С используются гипсовые растворы: окзил или ФХЛС–1,0-1,5 %, алебастр–1-2 %.

       Исследование (при температуре 22 °С и давлении от 0 до 50 МП а и при давлении 10 МПа и температурах от 22 до 150 °С) набухания огланлинского бентонита как модели породы в фильтратах различных растворов позволило условно разделить ингибированные системы по эффективности их

     влияния на устойчивость глинистых пород  на пять категорий:

     I — высокоэффективные;

     II — эффективные;

     III — среднеэффективные;

     IV—малоэффективные;

     V — неэффективные.

     Каждой  категории эффективности соответствует  группа устойчивости: I категории эффективности растворов соответствует V группа максимально устойчивых пород; V — категории эффективности буровых растворов соответствует I группа устойчивости пород (неустойчивых).

     При нормальных условиях большинство из исследуемых ингибированных растворов относится в основном ко II группе и в порядке увеличения их влияния на снижение устойчивости могут быть расположены в ряд: крахмально-малосиликатный раствор (КМСР), хромат-малосиликатный раствор (ХМСР), гипан-малосиликатный (гипан-МСР), высококальциевый раствор (ВКР), гуматно-малосиликатный раствор (ГМСР), гипсовый, известковый, бариевый.

     Наиболее  высокую группу устойчивости глин (V) обеспечивают в порядке уменьшения степени эффективности следующие системы: гидролизованный полиакриламид-малоспликатный (ГПАА-МСР), малосиликатносолевой раствор (МССР), КССБ-малосиликатный (КССБ-МСР), малосиликатный (МСР). При увеличении давления крепящая способность растворов в основном не изменяется.

     На  устойчивость глинистых пород наибольшее влияние оказывает температура. Категория растворов при их нагреве может меняться. По данным авторов, наибольшую устойчивость при высоких температуре и давлении обеспечивает система МССР, что подтверждено практикой бурения СГ-1 Аралсор

     В зарубежной практике также признают необходимость контроля активности сланцевых глин в буровых растворах. При идеальной ситуации, если активность пород уравновешивается активностью раствора, то устойчивость сланцев будет такой же, как при бурении с промывкой нефтяными растворами. Однако считают, что оценить это свойство достаточно сложно даже в лабораторных условиях. Обычно об эффективности бурового раствора судят по времени, необходимому для разрушения образца и по величине его эрозии.

     При испытании буровых растворов  на лабораторных моделях используется метод оценки стабильности образцов сланцев по индексу устойчивости. Индекс устойчивости сланцев (ИУС) «Shale Stability Index (SSI)» — это показатель, отражающий изменение поверхности образцов сланцев до и после выдержки их в исследуемых жидкостях. Состояние поверхности образцов оценивается по показаниям специального прибора — пенетрометра.

     Исследование  влияния содержания основных компонентов  различных растворов было проведено на спрессованных образцах сланцев «глен-роуз», состоящих из монтмориллонита, галита, каолинита, кварца и карбоната кальция. Эти сланцы наиболее часто используются в исследованиях специалистов США как стандартные образцы.

     Для первоначального образца, не подвергнутого воздействию раствора, произвольно принимается ИУС-100. Рассчитано, что только при промывке раствором на нефтяной основе, содержащим хлорид кальция, достигается полная стабильность сланцев (ИУС-100). Наибольшая стабильность наблюдается при использовании калиевых растворов (ИУС-93), наименьшая— феррохромлигносульфонатных растворов на основе пресной воды (ИУС-53). 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

     Современные типы и рецептуры  буровых растворов 

     Наряду  с классификацией пород и типов буровых растворов, а также разработкой методов исследования их взаимодействия с целью оценки уровня ингибирования глинистых пород другими важнейшими условиями повышения технико-экономических показателей бурения являются совершенствование и создание новых типов и рецептур буровых растворов.

     Характерной тенденцией при разработке любых  рецептур буровых растворов в мировой практике является стремление к уменьшению содержания в них твердой фазы, в частности к использованию малоглинистых и безглинистых буровых растворов. В настоящее время в США около 25 % скважин бурят с промывкой растворами с низким содержанием твердой фазы (от 2,0—4,0 до 0,5—1,0% бентонита). В связи с этим во многих случаях время бурения сократилось на 25—30%, а расход на химическую обработку — на 50%. Следует отметить, что такой переход оказался возможным лишь при наличии действенных технических средств для предупреждения проявлений, а также средств очистки и флокулянтов селективного действия, повышающих эффективность этих устройств.

     Уменьшения  содержания твердой фазы в буровом  растворе можно достичь путем:

• повышения эффективности единицы массы бентонита в растворе или замены части его полимером;
• направленного флокулирования частиц выбуренной породы, исключая бентонит, с целью лучшего их извлечения в очистных устройствах;
• создания систем, в которых основным структуро- и коркообразующим компонентом является не бентонит, а более устойчивая к минерализации среды и нагреву дисперсная фаза (например, конденсированная фаза гидрогелей);
• исключения нарушения целостности стенок скважины за счет гидратации и перехода в раствор глинистых сланцев, а также растворения солей;
• постоянного контроля количества и соотношения трех компонентов твердой фазы (бентонита, выбуренной не бентонитовой породы, утяжелителя) с целью поддержания заданной плотности, а также требуемых структурно-реологических и фильтрационных параметров при минимально необходимых концентрациях твердой фазы и реагентов.

     Уменьшение  концентрации твердой фазы, использование флокулянтов вызывают определенные трудности в управлении структурно-реологическими свойствами, особенно водоотдачей, что обусловливает необходимость введения специальных реагентов, например биополимеров.

     Понятие «малоглинистый раствор» в настоящее время стали распространять и на утяжеленные растворы, если при их использовании решаются задачи, связанные с выполнением гидравлической программы промывки скважины. Естественно, что повышение плотности буровых растворов не позволяет прямо относить их к системам с небольшим содержанием твердой фазы. В этих случаях улучшения технико-экономических показателей следует добиваться достижением оптимального соотношения в растворе структурообразователя, утяжелителя и выбуренной породы при увеличении доли жидкого компонента системы. Это является основой совершенствования существующих рецептур буровых растворов, при создании которых еще не ставилось главное условие — обеспечение минимального содержания твердой фазы в системе.

     В зависимости от назначения растворов с малым содержанием твердой фазы, от их плотности, типа используемого материала, характера основной специфической функции, выполняемой по отношению к выбуренной породе (флокуляция) или неустойчивым породам стенок скважин (предупреждение гидратации сланиев, осмотических перетоков, растворения солей), такие системы удобно разделить на:

1. рассолы (бесструктурные; не образующие фильтрационных корок);
2. малоглинистые и полимерминеральные (пресные, с заданным уровнем термо- и солестойкости, эмульсионные, утяжеленные);
3. малоглинистые ингибирующие и недиспергирующие (полимерминеральные, эмульсионные, утяжеленные, с заданными уровнями термостойкости, упрочнения и кольматации стенок скважины, осмотической активности);
4. безглинистые — гидрогели с органической и неглинистой твердой фазой (эмульсионные, утяжеленные, с заданными уровнями термостойкости, упрочнения и кольматации стенок скважины, осмотической активности).

     Рассмотрим  перспективные буровые растворы, использование которых позволяет повысить технико-экономические показатели технологии промывки скважин.

     Малоглинистые буровые растворы.С 60-х годов в США впервые началось использование малоглинистых буровых растворов. Для их создания вначале применяли бентонит и КМЦ (с целью частичной замены глины) в соотношении 20:1 (по массе). Использование таких систем на месторождении Кийстоун показало их преимущество по сравнению не только с обычными глинистыми, но и с эмульсионными растворами.

     В отечественной практике также накоплен большой опыт успешного применения малоглинистых растворов. Можно, однако, полагать, что их эффективность была бы выше, если бы в качестве глинистой фазы использовались высококачественные бентониты (например, вайомингский), а не обычные глинопорошки или даже разбуриваемые породы. Система очистки также не позволяла поддерживать концентрацию твердой фазы на минимальном уровне.

     Ингибирующие  и недиспергирующие буровые растворы. В отличие от предыдущего типа растворов, для которых основным требованием было сохранение их технологических свойств в условиях высоких температур и минерализации, ин-гибирующие и недиспергирующие системы используют для активного воздействия на шлам и стенки скважины. Следует отметить, что резкой границы между соленасыщенными малоглинистыми и, например, ингибирующими растворами нет. Соленасыщенный раствор по отношению к пресноводному также замедляет гидратацию сланцев. Однако использование ингибирующих систем в первую очередь предусматривает обеспечение устойчивости стенок скважин. Именно этот показатель при удовлетворении всех других требований позволяет сопоставлять и оценивать растворы этого типа.

     Важнейшими  показателями качества ингибирующих растворов являются минерализация (состав солей и их концентрация) дисперсионной среды и фильтрационные характеристики. Чем ближе по составу дисперсионная среда пластовой жидкости, тем выше может быть водоотдача и наоборот (с учетом перепада давления, обусловленного плотностью раствора). 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

БУРОВЫЕ РАСТВОРЫ ДЛЯ БУРЕНИЯ  ГЛУБОКИХ СКВАЖИН

БУРОВЫЕ РАСТВОРЫ С НИЗКИМ СОДЕРЖАНИЕМ ТВЕРДОЙ  ФАЗЫ 

Применение  технической и морской воды в  качестве бурового раствора связано  в этом случае с наличием благоприятных  для процесса бурения свойств. В  результате использования технической  и морской воды вместо глинистого раствора проходка на долото повышается на 15-20%, а механическая скорость проходки – на 25-40%.

В связи  с ростом глубин бурения забойные температуры и давления достигли больших величин и в значительной степени стали влиять на качество буровых систем. Высокие температуры и давления приводят к повышению водоотдачи и снижению вязкости бурового раствора, при этом предельное статическое напряжение сдвига, как правило, повышается. Однако иногда с ростом температуры СНС может снижаться.