5. Специальная часть. Усовершенствование бурового раствора для бурения скважин Андреевского месторождения.

При бурении скважин Андреевского месторождения в интервалах осыпей и обвалов стенок скважин используются буровые растворы на водной основе, что ведёт в той или иной мере к разупрочнению глин, т.е. приводит к уменьшению устойчивости глинистых пород, т.к. идёт изменение прочностных свойств пород вследствие изменения влажности и сил сцепления между агрегатами в породе, за счёт всасывания свободной воды и физико-химического взаимодействия скважины с частицами породы, сопровождающееся снижением ее прочности и уменьшением диаметра скважины. Отсюда следует, что набухание обусловлено физико-химическими процессами, происходящими при контакте пород с водными растворами, главным мероприятием по их предупреждению можно считать ограничение скорости поступления фильтрата в пласт и применение жидкостей, инертных по отношению к горным породам, а ещё лучше, жидкостей, укрепляющих горную породу.

Таким образом, по результатам исследований, в отличие от водных систем, структурированные без водные растворы (на нефтяной основе) мало изменяют состояние глин, поскольку фильтрация нефтяной фазы в глинах происходит очень медленно. Проникновение гидрофобного нефтяного фильтрата в поровое пространство не вызывает набухания глин, т.е. не изменяет напряжённо-деформированного состояния глинистых пород в около скважинном пространстве. Опыты показали, что существенно снизить скорости и величину увлажнения позволяют добавки, способствующие уменьшению как трещинных, так и гранулярных капиллярных каналов.

Исследования Ахмадеева Р.Г. показали, что добавки в минерализованный раствор нефти в смеси с солями поливалентных металлов (хлоридов А1, Fе и т.д.) способствуют снижению фильтрационных показателей. Это происходит вследствие как механического, так и физико-химического закупоривания фильтрационных каналов. Последнее обуславливается образованием нефтенатов, которые гидрофобируют поверхность горных пород и обеспечивают адге­зию углеводородных соединений. Подобный метод снижения гидратации пород является наиболее перспективным в трещиноватых высоколитифицированных глинистых отложениях.

Поскольку углеводородные частицы, диспергированные в буровом раство­ре, обладают достаточно большими размерами и почти не фильтруются через глинистые корки и поэтому практически не взаимодействуют с породой, кото­рая к тому же, будучи гидрофильной, не притягивает их к своей поверхности, было предложено обеспечить более тонкое диспергирование углеводородных частиц вводом анионоактивных ПАВ и созданием избытка жестких ингибиторов, обеспечивающих адгезию углеводородных частиц к поверхности глин, а также к трещинным каналам.

На основании этого была предложена кольматирующая добавка к минерализованным растворам, содержащая соль поливалентного металла, анионактивный ПАВ и нефтепродукт, получившая название - адгезионный кольматант. В качестве соли поливалентного металла в гидрофобном кольматанте могут использоваться хлориды или сульфаты алюминия, железа. Кроме того, использовались и различные твердые отходы титано-магниевых произ­водств. Из них наибольшее применение нашли ОРТХ (отработанные расплавы титановых хлораторов), ХТТ (хлориды твердые титановые). В качестве анионактивного поверхностно-активного вещества были предложены различные сульфонолы. В качестве нефтепродукта может использоваться сырая нефть с высоким содержанием смолистых веществ и асфальтенов, растворы битумов в дизтопливе, или мазут. Например, для получения адгезионного кольматанта в Южно-Эмбинской нефтеразведочной экспедиции использовалась нефть место­рождения Караарна, содержание смол в которой достигает 11,54 %, асфальте­нов- 4,06%.

Адгезионный кольматант может вводиться в любой минерализованный раствор и, чем выше минерализация раствора, тем эффективнее проявляются его положительные свойства.

При исследовании ингибирующей способности буровых растворов с адге­зионным кольматантом было рассмотрено несколько видов кольматантов, со­став которых указан в таблице.

Таблица - Составы адгезионных кольматантов

Кольматирую­щая добавка	Содержание компонентов, %
	Окислен­ный би­тум	Дизтопли- во	Нефть караар- нинская	ХТТ	ОРТХ	FеС13	Суль- фонол
Кольматант №1	20	67	-	-	10	-	3
Кольматант №2	-	-	87	10	-	-	3
Кольматант №3	-	-	87	-	-	10	3

При использовании всех указанных кольматантов снижается интенсив­ность капиллярной фильтрации во все типы глин. В воздушно-сухих образцах с увеличением концентрации кольматантов в растворе наблюдается монотонное падение интенсивности капиллярной фильтрации.

По сравнению с добавками чистой караарнинской нефти введение в рас­твор кольматантов на ее основе оказалось более эффективным. При больших концентрациях кольматанта лучшие результаты получены при кольматанте, со­держащем 87% караарнинской нефти, 10% ХТТ и 3% сульфонола.

При использовании вместо ХТТ в качестве соли поливалентных ионов FеС1₃, уже при малых добавках (2%) кольматанта повышается кольматирующая способность раствора.

Определение давления набухания гидрослюдистой глины в минерализо­ванных растворах в зависимости от содержания кольматантов и нефти показало слабую кольматирующую способность чистой высокобитумной нефти по сравнению с разработанным кольматантами.

Усиление ингибирующей способности минерализованных растворов с до­бавками адгезионных кольматантов было доказано результатами испытания глинистых образцов на одноосное сжатие и определения интенсивности капил­лярной фильтрации указанных жидкостей в щелевых каналах высоколитифицированной гидрослюдистой глины. При этом ИК-спектрограммы убедительно показали, что глубина проникновения кольматанта не превышает 2 мм.

Это подтвердило правильность сделанных выводов о том, что добавки ад­гезионных кольматантов в минерализованные буровые растворы являются эф­фективной мерой повышения их ингибирующей способности к разупрочнению горных пород на стенках скважины вследствие их гидратации.

Влияние компонентного состава на технологические свойства ингибирующего раствора с адгезионным кольматантом можно показать на примере хлормагниевого раствора. Для приготовления его использовано 10-15% нефтеабадской глины, 10% бишофита и 1% модифицированного крахмала. Адгези­онный кольматант готовился на основе караарнинской нефти с добавками 10% отработанных расплавов титановых хлораторов (ОРТХ) Усть-Каменогорского титано-магниевого комбината и 3% сульфонола. В частности, повышение со­держания ОРТХ до 7-10% снижает водоотдачу раствора и предельное динами­ческое напряжение сдвига. Вязкостные и тиксотропные характеристики рас­твора по мере увеличения добавок ОРТХ монотонно растут. Это относится к условной вязкости, пластической вязкости и статическому напряжению сдвига.

Проведенные исследования указывают на необходимость тщательной очи­стки кольматирующего раствора от выбуренной породы при бурении в терригенных глинистых отложениях и постоянного контроля содержания глины в растворе.

Интересные результаты получены при исследовании зависимости техноло­гических параметров от количества кольматирующей добавки и поваренной соли, содержание которых доводилось до 20%.

Увеличение количества гидрофобного кольматанта привело к снижению показателя фильтрации (ПФ) исходного раствора с 12 см³ до 4 см³ за 30 минут. До 10%-ных добавок наблюдается рост СНС_1/10 до 3,3/6,9 Па. Дальнейшее уве­личение содержания гидрофобного кольматанта сопровождалось снижением как СНС, так и предельного динамического напряжения сдвига. Это можно объяснить пластифицирующим эффектом аддуктов нефти. Вязкость раствора изменяется слабо. Раствор обладает минимальным отстоем.

Введение в хлормагниевый буровой раствор, содержащий 5% гидрофобно­го кольматанта, поваренной соли, снижает водоотдачу с 7 до 4-5 см³ за 30 мин. Максимум СНС_1/10 равный 3,6/5,7 Па и т₀ =30 Па приходится на 5% добавки NаС1. Превышение этой концентрации снижает структурно-механические свой­ства раствора, хотя вязкости раствора остаются неизменными, а суточные от­стой не отмечаются совсем.

Лабораторными исследованиями и практическими работами при бурении скв. Улькентобе-4 была показана возможность утяжеления хлормагниевого кольматирующего бурового раствора баритом до 2050 кг/м³. При этом вязкость раствора составила 136 с, СНС_1/10 =37,5/40,5 Па, ПФ за 30 мин = 7 см³.

При использовании в качестве утяжелителя гематита удалось утяжелить раствор до 2200 кг/м³, сохраняя вязкость раствора - 50-70 с, СНС_1/10 80-150 Па, ПФ - 7-8 см³ за 30 мин.

Таким образом, на основании проведенных исследований показано, что буровые растворы с адгезионным кольматантом хорошо управляемы по всем параметрам и могут эффективно использоваться для предупреждения осложне­ний, связанных с неустойчивостью ствола скважины при бурении в глинистых и соленосных отложениях.

Тогда для бурения скважин Андреевского месторождения для интервалов 1709-1841м тульские терригенные, бобриковские, нижневизейские, 2246-2271м тиманские отложения. Для предотвращения осыпей и обвалов, набухания глинистых пород, т.е. обеспечения устойчивости ствола скважины наиболее эффективно и рационально будет применение хлормагниевого раствора с адгезионным кольматантом на углеводородной основе при этом снижается капиллярная фильтрация во все типы глин и на основании этого не происходит значительного их набухание, что позволит эффективно вскрыть данные интервалы с предупреждением осыпей и обвалов.