Буровые и тампонажные растворы

     Вспененный  раствор обладает высокими значениями структурно-механических характеристик. Ухудшается работа насосов.

     Пеногасители: оксаль(Т-80), сивушное масло (применялось  ранее), АКС-20. 

     6 Утяжелители буровых растворов

     Основным  средством повышения плотности  является применение утяжелителей - измельченных в порошок тяжелых минералов. Однако при их добавке увеличивается содержание твердой фазы, вследствие чего подвижность системы уменьшается, т.е. возрастает вязкость.

     Основная  характеристика утяжелителя - плотность: чем она выше, тем меньше его расход, тем слабее его ухудшающее влияние на подвижность раствора.

     Степень дисперсности утяжелителя называется тонкостью помола.

     Утяжелители: мел, доломит, барит, гематит, магнетит. 

            Выбор типа бурового  раствора для бурения  скважин

     Наличие соленосных пород в геологическом  разрезе месторождений Беларуси обусловило условное подразделение  на части: надсолевую, верхнесоленосную, межсолевую, нижнесоленосную и подсолевую. В зависимости от вскрываемого разреза необходимо использовать несколько типов бурового раствора. Выбор типа раствора является одним из основных элементов технологии проводки скважин. Он определяет номенклатуру реагентов и материалов для его создания и эксплуатации.

     Надсоль бурят  пресным сапропелевым раствором (при мощности до 800 м), пресным глинистым, обработанным Лигнополом (от 800 до 2000 м) и пресным сапропелевым, обработанным Лигнополом (более 2000 м).

     Соленосные  комплексы бурят тремя типами растворов:

     - соленасыщенным глинистым, обработанным крахмальным реагентом «Фито-РК»;

     - соленасыщенным сапропелевым, обработанным крахмальным реагентом «Фито-РК»;

     - соленасыщенным глинистым, обработанным Лигнополом.

     Межсолевые  и подсолевые отложения, являющиеся продуктивными, бурят в основном пресным сапропелевым раствором (в случае перекрытия соленосных отложений колонной) и соленасыщенным, который использовался при бурении основного ствола, если соленосные отложения не перекрывались колонной.

     Буровые растворы для вскрытия продуктивных отложений не требуют обработки  химическими реагентами.  

     Поглощения  бурового раствора

       Методы предупреждения  и ликвидации поглощений

     Поглощения определяются интенсивностью и перепадом давления скважина-пласт. Подразделяют на три категории в зависимости от их интенсивности:

1. частичные (1-2 м³ в час, с уровнем бурового раствора на устье);

     2 полные (2-5м³ в час, с небольшим падением уровня раствора в скважине и потерей циркуляции);

     3 катастрофические (более 5м³ в час, со значительным падением уровня раствора в скважине).

     Объекты поглощений: продуктивные и водоносные пласты с большой пористостью и низким пластовым давлением.

     Превышение  Ргидр. над Рпл. происходит по причинам:

     - буровой раствор с высокой плотностью;

     - буровой раствор имеет большие значения СНС;

     - спуск бурильных труб со скоростью, превышающей допустимую.

          Методы предупреждения:

     - Ргидр. снизить до Рпл.;

     - снизить структурно-механические показатели до минимума;

     - обработать раствор смазочной добавкой.

     Для ликвидации поглощения применяют композиции кольматантов  в виде наполнителей разного гранулометрического состава (доломит, мел, опилки, кожа и др.). 

     Водо-, газо- и нефтепроявления

       Признаки, методы ликвидации

     Эти осложнения происходят, когда Рпл. флюида превышает Ргидр.

     Причины:

     - низкое значение плотности бурового раствора;

     - недолив при подъеме бурового инструмента;

     - поглощение раствора;

     - разбавление бурового раствора пластовой водой;

     - выпадение утяжелителя;

     - подъем бурильных труб с большой скоростью.

     Признаки:

     - изменяются показатели раствора;

     - увеличивается уровень раствора в приемах;

     - появляются пузырьки;

     - течение раствора без циркуляции.

     Методы  ликвидации:

     - повышение плотности бурового раствора;

     - снижение СНС, вязкости и фильтрации;

     - использование дегазатора;

     - добавление пеногасителей.

     Нефтепроявление наблюдается визуально по радужным кольцам.

     При водопроявлениях снижается значение плотности и увеличивается фильтрация, выпадает утяжелитель, снижается рН раствора. Раствор необходимо обрабатывать кальцинированной содой, защитными реагентами и утяжелителем. 

     Прихваты бурового инструмента и обсадных труб

     Причины и методы ликвидации

     Причины возникновения прихватов:

     - липкость фильтрационной корки;

     - образование сальников и сужение ствола скважины;

     - образование толстой корки при увеличении фильтрации и перепаде давлений;

     - оседание частиц после прекращения циркуляции;

     - сужение ствола из-за набухания глин;

     - затягивание инструмента в желоб;

     - перепад давления между скважиной и пластом;

     - оставление бурового инструмента без движения при плохом качестве раствора;

     - потеря герметичности в бурильных трубах;

     - заклинивание инструмента крупными обломками породы;

     - образование кристаллизационной «шубы» в верхней части колонны при бурении глубоких скважин (характерно для бурения скважин в Беларуси).

     Для предупреждения прихватов необходимо проводить обработку раствора согласно ГТН, добавлять защитные реагенты, смазку, применять ингибированные растворы. Ликвидируют прихваты установкой нефтяной ванны и расхаживанием инструмента. 

                                Циркуляционная система буровой

     Циркуляционная  система предназначена для приготовления, очистки, регулировки и циркуляции раствора.

     Функции надземного участка циркуляционной системы: приготовление раствора, регулировка его свойств, нагнетание в скважину и поддержание режима промывки скважины. Система нагнетания включает в себя приемную емкость, блок насосов, всасывающий и нагнетательный манифольды, вращающийся превентор (противовыбросное оборудование).

     Функции подземного участка: подвод гидравлической энергии к долоту и транспортировка шлама на поверхность. Этот участок состоит из канала для нисходящего потока (полость колонны труб, двигатель, долото) и канала для восходящего потока бурового раствора, образуемого внешней поверхностью бурильной колонны и стволом скважины (или обсадной колонной).

     Все элементы циркуляционной системы взаимосвязаны и взаимозависимы. Неполадки в любом звене технологической цепочки немедленно приводят к снижению эффективности промывки. 

     Очистная  система буровой

       Очистная система входит в состав циркуляционной системы и предназначена для удаления выбуренной породы (шлама) из раствора. Очистная система состоит из желоба (естественный метод очистки), вибросит (механический метод очистки), пескоотделителя, илоотделителя и центрифуги (гидравлический метод очистки).

     Твердые частицы в буровом растворе делятся  на коллоиды (менее 2 мкм), илы (2-80 мкм) и  пески (более 80 мкм).

       Песко- и илоотделители представляют собой гидроциклонные установки. В основу гидроциклонного разделения твердых частиц и жидкости заложен принцип использования центробежных сил, возникающих в аппарате при прокачке через него жидкости. 

                                    Утилизация отходов  бурения

     Отходы  бурения (ОБ) – это буровые сточные воды (БСВ), отработанные буровые растворы (ОБР) и буровой шлам (БШ).

     Отработанным  буровым раствором называется раствор, полученный после окончания цикла строительства скважины или ее части. ОБР образуются в результате наработки раствора при разбуривании интервалов, сложенных глинистыми породами,  смены одного типа раствора на другой, а также при ликвидации аварий и осложнений.

     ОБР, отвечающие  определенным требованиям, могут быть повторно использованы для  бурения другой скважины.

     Отходы  бурения собираются в двух амбарах (для пресных и соленасыщенных отходов) на территории буровой площадки. Амбары выстилаются полиэтиленовой пленкой. Тяжелая фракция отходов оседает на дне амбара. Для изменения дисперсного состава твердой фазы БСВ и ОБР используются реагенты, которые вызывают агрегацию мельчайших частиц твердой фазы с последующим механическим разделением на жидкую и твердую фазы. Для этой цели используется метод реагентной коагуляции. В качестве коагулянтов используются соли поливалентных металлов (сернокислые алюминий, железо). Замещение обменных одновалентных катионов поливалентными уменьшает число частиц размерами 5 мкм и увеличивает число частиц размером боле 5 мкм.

     В качестве флокулянтов используют полимеры (Седипур, Поли-кем, полиакриламид), обработка которыми в 3-4 раза увеличивает число частиц размером более 20 мкм.

     После проведения реагентной коагуляции и  отстаивания осветленная часть  (если химический анализ отвечает требованиям безопасного сброса) сбрасывается на территории буровой, используется для других технологических целей или утилизируется.

     Осадок  после откачки осветленной части  обрабатывается загущающим (доломитом) и отверждающим (цементным раствором) составами и захоранивается. Ликвидация шламовых амбаров – это засыпка обезвреженных масс слоем минерального грунта и плодородной почвы.

         

                              Часть 2  Тампонажные растворы (ТР) 

     Для извлечения нефти надо создать долговечный  устойчивый канал, соединяющий продуктивный горизонт с резервуарами. Для транспортировки  нефти или газа надо разобщить  пласты горных пород и закрепить  стенки скважины.

     При креплении скважин применяются металлические трубы, которые, свинчивая в колонну, спускают в пробуренную скважину на определенную глубину. Эти трубы и колонна называются обсадными.

     С целью разобщения пластов в обсадную колонну закачивают цементный раствор, который вытесняет находящийся в ней буровой раствор, и продавливают в затрубное пространство на расчетную высоту. Процесс транспортирования (закачивания) цементного раствора в затрубное пространство называется процессом цементирования скважины.