7 Буровые растворы

7.1 Общие положения

Качество бурового раствора должно обеспечивать успешную проводку скважины, крепление ее обсадными колоннами и эффективное вскрытие продуктивного пласта.

Используемый буровой раствор и химические реагенты, применяемые для его обработки, должны быть малоопасны, с точки зрения охраны окружающей среды.

Система очистки бурового раствора должна обеспечивать эффективную очистку его от выбуренной породы.

С учетом вышесказанного при бурении эксплуатационных скважин на Гремихинском месторождении для обработки бурового раствора предусмотрено применение малоопасных химических реагентов, токсикологические характеристики которых приведены в таблице 3.2.2 книги 2 данного проекта.

В соответствии с техническим заданием (Приложение 1) и с учетом опыта бурения скважин в аналогичных горно-геологических условиях разбуривание интервалов под направление и кондуктор предусмотрено с использованием пресного естественного раствора с обработкой хим.реагентами с глубины 250 м, под эксплуатационную колонну – минерализованного раствора с переходом за 50м до вскрытия продуктивных пластов на минерализованный крахмально-биополимерный раствор.

Рецептура бурового раствора, нормы расхода материалов и реагентов, а также технологические показатели бурового раствора по интервалам бурения сведены в регламент (см. Приложение 2). Потребное количество реагентов и материалов для строительства скважин приведено в таблицах 7.4 и 7.5 проекта.

Предусмотрено применение эффективной системы очистки бурового раствора с использованием отечественного и импортного оборудования (табл. 7.3) и амбара для сбора отходов бурения скважины.

7.2 Химические реагенты и их приготовление

ДЛЯ ОБРАБОТКИ БУРОВОГО РАСТВОРА

55

7.2.1. Карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ) – натриевая соль простого эфира целлюлозы и гликолевой кислоты. Чем выше степень полимеризации КМЦ, тем выше ее термостойкость и стабилизирующее действие на буровой раствор, поэтому наиболее эффективны реагенты марки КМЦ-600, КМЦ-700 и КМЦ-800. Представляет собой мелкозернистый порошкообразный материал белого или кремоватого цвета, содержание влаги не более 10%, хорошо растворяется в воде, при подогреве растворимость улучшается.

Основное назначение КМЦ – снижение показателя фильтрации буровых растворов на водной основе, при этом повышается вязкость и структурные характеристики пресных растворов, а в растворах, минерализованных NaCl, наблюдается стабилизационное разжижение. КМЦ неустойчив к действию поливалентных катионов металлов, особенно Mg⁺⁺. Термоокислительная деструкция полимера начинается при t=130С, а использование ее в сочетании с модифицированными лигносульфонатами или специальными антиоксидантами позволяет повысить температурный предел применения КМЦ до 180^оС, а совместно с ГКЖ – до 180-200^оС (для пресных растворов).

КМЦ совместима практически со всеми реагентами, применяемыми для обработки буровых растворов, причем с рядом реагентов (КССБ, гипан, ГКЖ, крахмал, полиэтиленоксид) образует так называемые комплексные реагенты, в результате повышается эффективность их применения. Несовместима КМЦ с хроматами из-за их высокой окислительной способности.

КМЦ эффективна при рН 6-9, обычно применяется в области рН 8-9. При избытке щелочи происходит свертывание молекул полимера и его деструкция, в кислых средах осаждается целлюлозогликолевая кислота.

Рекомендуемая концентрация КМЦ в пресных растворах – до 0,5%.

Приготовление водного 1-5%-го раствора КМЦ на буровой производится в гидромешалке и глиномешалке, которая заполняется на ²/₃ водой, загружается расчетное количество реагента со скоростью 10-15 минут на мешок, перемешивается до получения равномерной консистенции, доливается водой до полного объема и дополнительно перемешивается 20-30 минут. Для обработки бурового раствора обычно используется 1%-ый раствор КМЦ (40 кг реагента на глиномешалку).

Возможно затворение КМЦ в дополнительной емкости (25-50 кг на 10м³ воды) через воронку со скоростью 20-30 минут и перемешиванием в течение 20-30 минут.

В настоящее время производятся различные торговые марки КМЦ как в нашей стране (Камцел, КМЦ-Н, КМЦ-700 “Экстра” и др.), так и за рубежом (Tylose, Fin-Fix и др.), свойства которых определяются соответствующими ТУ и сертификатами. Например, Камцел-3 соответствует, по данным ТУ, марки КМЦ 85/800. Приготовление и применение для обработки раствора аналогичны марки КМЦ-600.

56

7.2.2. Кальцинированная сода (Na₂CO₃) – мелкокристаллический порошкообразный продукт белого цвета, плотностью 2,5 г/см³ с содержание основного вещества 99%, водорастворим, применяется для связывания ионов кальция и магния в буровом растворе (основное назначение), а также для снижения жесткости воды, для регулирования рН бурового раствора. Вызывает рост набухания глины (при концентрации до 1%). Для обработки бурового раствора применяется в виде водных растворов 5-10%-ой концентрации.

Для приготовления водного раствора Na₂CO₃ используется глиномешалка, гидромешалка или специальная емкость для химреагентов, которые вводят в емкость через воронку.

Готовят раствор из расчета 50 кг на 1 м³ технической воды, причем первоначально набирается ²/₃ требуемого объема воды, затем постепенно вводится Na₂CO₃ за время 15-20 минут, доливается вода до требуемого объема и дополнительно перемешивается 10-15 минут.

7.2.3. Реамил, Амилор – крахмальные реагенты для обработки бурового раствора. Представляют собой порошкообразный материал белого или желтого цвета, массовая доля влаги не более 12. Применяются как реагенты-стабилизаторы для обработки буровых растворов на водной основе, в том числе минерализованных полимерных растворов.

7.2.4. Мел, известняк – осадочные породы, состоящие в основном из кальцита (CaCO₃), имеют плотность порядка 2,7 г/см³. Мел – мелкодисперсный порошок белого цвета без запаха, плотностью 2,7-2,72 г/см³.

Применяется в качестве утяжеляющего и кольматирующего агента в буровом растворе, в том числе в биополимерном. Карбонатные утяжелители разлагаются соляной кислотой.

Выпускается мел молотый марок ММС.

7.2.5. Мраморная крошка – представляет собой фракционный порошкообразный карбонат кальция плотностью порядка 2,7 г/см³, производится из мрамора, отличается высокой стойкостью к механическому разрушению. Применяется для кольматации приствольной части продуктивного горизонта и утяжеления буровых растворов при первичном и вторичном вскрытии продуктивного пласта, заканчивании и подземном ремонте скважин. Рекомендуется, в частности для утяжеления биополимерных растворов, инвертно-эмульсионных буровых растворов (ИЭР-ДФ). Выпускается мрамор молотый согласно ТУ 5716-005-49119346-01 марок М-1, М-2, М-3 (фракции 40 мкм, 60 мкм и 100 мкм соответственно), а также порошок микронизированный мраморный по ТУ 5716-006-49119346-01, марок ПММ-2, ПММ-1, ПММ-0,5 и ПММ-0,1 (фракции 15-20 мкм, 15-20 мкм, 10 мкм 5 мкм соответственно). Массовая доля остатка на сетке (N 0045) не более 2%, 1%, 0,5% и 0,1% для марок ПММ-2, ПММ-1, ПММ-0,5 и ПММ-0,1 соответственно, массовая доля воды и летучих веществ не более 0,5% , массовая доля растворимых в воде веществ не более 0,3-0,4 %, массовая доля карбоната кальция не менее 97%.

57

УМС – универсальный мраморный состав, выпускается в виде порошка, мраморный муки, массовая доля CaCO₃ не менее 98,5% водорастворимых солей не более 0,3%, влаги не более 0,5%, рН водной суспензии 8-9.

ККУ – карбонатный кольматант – утяжелитель, выпускается нескольких марок.

Мраморная крошка производится из мрамора, обладающего высокой стойкостью к механическому разрушению, поэтому он не диспергируется, в отличии от других форм карбоната кальция, и не приводит к увеличению вязкости буровых растворов. Растворяется в соляной кислоте, содержание оксида, нерастворимого в HCl – до 0,2%.

Выпускается мраморная крошка и других торговых марок (ИККАРБ и др.), поставляются импортные продукты – Lo-Wate, Baracarb и др.

7.2.6. Хлористый кальций (CaCl₂) – бесцветное кристаллическое вещество, хорошо растворимое в воде. Размер частиц CaCl₂, выпускаемого в виде чешуек и гранул, не должен превышать 10 мм. Выпускается трех марок: жидкий 28-30%-ой концентрации, кальцинированный (CaCl₂)2H₂O – кристаллогидрат) и плавленый (CaCl₂ – порошкообразный продукт, хорошо растворим в воде с выделением тепла). В бурении применяется для приготовления ингибированных хлоркальциевых растворов, для приготовления водной фазы инвертных эмульсионных растворов.

7.2.7. Для приготовления буровых растворов применяются глинопорошки, которые выпускаются нескольких видов – бентонитовый (ПБ)и бентонитовый модифицированный (ПБМ), палыгорскитовый (ПП), каолин-гидрослюдистый (ПКГ). Наибольший выход бурового раствора достигается при использовании глинопорошка ПБМ для приготовления пресного бурового раствора. Глинопорошок ПБ применяется для приготовления всех типов буровых растворов.

Палыгорскитовый глинопорошок (ПП) – глинопорошок на основе минерала палыгорскита, представляющего собой водный алюмосиликат магния, кристаллическая структура которого образуется цеолитоподобные каналы. ПП применяется как структурообразователь в соленасыщенных системах в следствие одинаковой способности материала набухать в пресной и минерализованной (по NaCl) до насыщения средах.

Глинопорошок ПКГ применяется при необходимости получения растворов с большой плотностью без добавок утяжелителя, могут применятся как структурообразователи соленасыщенных растворов. Самый малый выход раствора дают глинопорошки марок ПБ-Н, ПП-Н и ПКГ-Н (менее 4-5 м³/т). На месторождениях, разбуриваемых ОАО “Удмуртнефть”, используется модифицированный глинопорошок ПГ КМ.

58

Для приготовления растворов из глинопорошков используются БПР, гидромешалки, глиномешалки, ФСМ, диспергаторы различных типов, цементировочные агрегаты в сочетании с цементосмесительными машинами

7.2.8. СМАД – смесь окисленного петролатума с дизельным топливом в соотношении 0,4:0,6. Представляет собой жидкость темно-коричневого цвета, кислотное число в мг КOH на 1г продукта не менее 20, условная вязкость при 50^оС в градусах, не более 34, температура застывания не выше 0^оС, температура вспышки не ниже 65^оС.

Используется в качестве смазочной добавки к буровым растворам на водной основе, в качестве загустителя и структурообразователя в химически обработанных соленасыщенных буровых растворах, в качестве ингибитора щелочной коррозии, а также в инертных эмульсионных растворах в качестве многофункционального компонента. Ввод СМАД производят в циркулирующий буровой раствор равномерно по циклу с помощью любого перемешивающего устройства (гидросмеситель и др.). СМАД совместим со всеми реагентами, применяемыми для обработки буровых растворов. Реагент ограниченно устойчив к действию двухвалентных катионов (Са, Mq).

Выпускается смазочная добавка СМАД-АСН, более устойчивая к действию двухвалентных катионов.

7.2.9. Бактерицид ЛПЭ-32 – жидкость от желтовато-оранжевого до бордового цвета, неограниченно растворимая в воде. Получают бактерициды типа ЛПЭ взаимодействием гексаметилентетраамина с хлорпроизводными ненасыщенных углеводородов С₃-С₄, рН=6-8, температура застывания не более – 25С. Обеспечивает полное подавление роста сульфатвосстанавливающих бактерий, подавляет анаэробные бактерии, сине-зеленые водоросли и микроскопические грибы в нефтепромысловых водах, применяется также для повышения нефтеотдачи пластов, в качестве добавки к нефтевытесняющим агентам (ПАВ, полимеры и композиции на их основе), как компонент бурового раствора для предотвращения биодеструкции компонентов раствора, обладает сероводородо-нейтрализирующей способностью.

7.2.10. Гаммаксан – биополимер, применяется как структурообразователь в буровом растворе при бурении и капитальном ремонте скважин, а также для изоляции высокообводнившихся пропластков. В рецептурах биополимерных растворов обеспечивает им псевдопластические свойства, уменьшает радиус проникновения фильтрата в призабойную зону пласта. Выпускается в виде порошка от белого до светло-кремового цвета, рН 1%-го водного раствора 6-8, насыпная плотность 600-900 г/л. Вязкость водного раствора биополимера зависит от марки (Гаммаксан, Гаммаксан MV; Гаммаксан HV, Гаммаксан F), легко диспергируется в холодной воде.

59

7.2.11. Реапен -1408 - пеногаситель для буровых растворов, представляет собой опалесцирующую жидкость темного цвета со слабым запахом. При долгом хранении может расслаиваться. Плотность 0,87 г/см³. Реагент имеет нейтральное значение рН~ 7,0. Реагент не содержит низкокипящих, огнеопасных компонентов с высоким давлением паров. Температура вспышки не менее 70 ^оС. Реагент при температуре менее -15^оС загустевает, при повышении температуры восстанавливает исходную текучесть. Для восстановления однородных свойств по всему объему реагент следует перемешать.

Кроме пеногасящих свойств обладает смазывающим действием, особенно в сочетании со смазывающими добавками. Применяется обычно в концентрации 0,3-0,5% от объема бурового раствора.

7.2.12. Конденсированная сульфитспиртовая барда – продукт конденсации отходов целлюлозно-бумажного производства, выпускается четырех марок: КССБ, КССБ-1, КССБ-2, и КССБ-4. Все марки представляют собой порошкообразные материалы с растворимостью в воде не менее 90% и влажность не более 10%, темно-коричневого цвета, рН 1%-ых водных растворов 7-9 (для КССБ-4 – 6-6,5).

Основное назначение КССБ – регулирование фильтрационных, структурно-механических и реологических свойств буровых растворов. КССБ снижает набухание негидратированных глин. Наиболее эффективно применение этого реагента при рН раствора 9,5-10,5. Для обработки пресных растворов применяется марка КССБ (при температурах до 150С).

Недостатком КССБ является пенообразующая способность (особенно при больших добавках – более 4%). Применение ГКЖ способствует гашению пены, образование которой вызвано использованием КССБ.

КССБ вводят в циркулирующий буровой раствор в виде водного раствора 20-30%-ой концентрации или в сухом виде, в этом случае необходимо обеспечить хорошее перемешивание раствора. Технология приготовления водного раствора КССБ аналогично приготовлению КМЦ.

Краткая характеристика применяемых реагентов и материалов приведена в таблице 7.1.

На применение химических реагентов Заказчиком должно быть получено разрешение Ростехнадзора в соответствии с РД 153-39-026-97 “Требования к химпродуктам, обеспечивающие безопасное применение их в нефтяной отрасли” (письмо № 10-01/602 от 14.06.2002 г., Госгортехнадзора России).

60

7.3 ОБРАБОТКА БУРОВОГО РАСТВОРА

При бурении под направление и кондуктор разбуриваются неустойчивые четвертичные отложения (0-10 м) и татарский, Казанский и Уфимский ярусы (10-500 м), которые представлены чередованием глин, песчаников и алевролитов. Отмечаются осыпи и обвалы стенок скважины, поглощение бурового раствора (вплоть до полного).

По технологии ОАО “Удмуртнефть” бурение под направление и кондуктор до глубины 250м ведется на пресной глинистой суспензии, для приготовления которой используется глинопорошок ПГКМ. В процессе бурения раствор нарабатывается при прохождении глинистых пород.

Глинистый раствор готовится из глинопорошка на буровой площадке с помощью блока приготовления раствора (БПР) или агрегата ЦА-320 и смесителя СМН-20 и закачивается в приемные емкости, где перемешивается буровыми насосами. В процессе циркуляции бурового раствора глинопорошок вводится в раствор через гидромешалку (глиномешалку), с глубины 250м раствор обрабатывается химическими реагентами. В качестве стабилизатора раствора используется КМЦ (КМЦ-700 “Экстра”), КССБ совместно с пеногасителем (Реапен), которые вводятся в раствор через приемную емкость буровых насосов. Для предотвращения поглощений бурового раствора при бурении под кондуктор, в раствор может быть введен наполнитель (например, целлотон в количестве 1% от объема раствора).

Проектом предусмотрено бурение под направление и кондуктор на растворе плотностью 1,10-1,16 г/см³.

Раствор после окончания бурения под кондуктор собирается в емкости и используется при бурении следующих скважин куста либо утилизируется по технологии, указанной в разделе 3.6.2 книги 2 проекта.

Интервал бурения под эксплуатационную колонну сложен преимущественно известняками и доломитами, присутствуют также ангидриты, мергели, аргиллиты. Возможны осыпи и обвалы стенок скважины (интенсивные в интервале 1100-1150м), нефтеводопроявления. Воды Каширско-Нижнепермского и Башкирского комплексов высокоминерализованны (243 г/л), хлоркальциевого типа.

Обработка бурового раствора определяется геологическими условиями бурения, Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности [4], требованиями к буровому раствору – обеспечение эффективности вскрытия продуктивного пласта, безаварийной проводки скважин и малой экологической опасности раствора для окружающей природной среды.

61

Проектом предусматривается (в соответствии с технологией, принятой в ОАО “Удмуртнефть”) бурение из-под кондуктора на минерализованной воде плотностью 1,12-1,14 г/см³ (согласно ПБНиГП) с переходом за 50м до продуктивных пластов на минерализованный крахмально-биополимерный раствор (МК БПР) плотностью 1,20 г/см³ (К_а 1,09 в интервале 1100-1220м и 1246-1400 м).

Минерализованная техническая вода для бурения из-под кондуктора готовится путем смешения пластовой воды (=1,17-1,18 г/см³) с пресной технической водой. Для получения минерализованной воды плотностью 1,12 г/см³ требуется на 1 м³ пластовой воды (=1,18 г/см³) 0,5 м³ пресной технической воды, для получения минерализованной воды плотностью 1,14 г/см³ – 0,286 м³ пресной воды.

Минерализованный крахмально-биополимерный раствор применяется при строительстве скважин на месторождениях, разбуриваемых ОАО “Удмуртнефть”.

Раствор готовится на пресной технической воде, в ней растворяется CaCl₂, который обеспечивает ингибирующие свойства системы, повышение плотности, способствует клейстеризации модифицированного крахмала (Реамил, Амилор), основным назначением которого является снижение водоотдачи, регулирование условной вязкости бурового раствора и увеличение вязкости его фильтрата. Биополимер Гаммаксан выполняет роль структурообразователя, понизителя фильтрации, регулятора реологических свойств раствора. СМАД-АСН - является смазочной добавкой к буровому раствору, а за счет содержащихся в реагенте ПАВ повышает качество вскрытия продуктивных пластов. В качестве пеногасителя используется Реапен-1408, бактерицида – ЛПЭ-32, кольматирующей и утяжеляющей добавки CaCО₃. Плотность раствора 1,20 г/см³ обеспечивается использованием CaCl₂ и CaCО₃ (см. табл. 7.4, 7.5).

Раствор готовится по технологии Заказчика на кустовой площадке. После окончания бурения скважины раствор подвергается очистке, обработке бактерицидом и хранится в запасных емкостях для использования при бурении следующих скважин, также как минерализованный раствор, на котором производится бурение интервала из-под кондуктора до перехода на МКБПР (после очистки его от выбуренной породы). При экономической нецелесообразности транспортировки раствора на новую буровую площадку он утилизируется по технологии, описанной в разделе 3.6.2 книги 2 проекта.

62

МКБПР может быть приготовлен на основе пластовой воды. Вместо крахмальных реагентов Реамил, Амилор может использоваться модифицированный крахмал РК-Фито или МК-3, вместо биополимера Гаммаксан – биополимер К.К.Робус, вместо СМАД-АСН – смазочная добавка Сонбур-1103, вместо пеногасителя Реапен – Пента, бактерицида ЛПЭ-32 – Азимут-14, препарат Биоцид БТ. В качестве кольматирующей и утяжеляющей добавки к раствору возможно применение различных марок мраморной крошки. Могут использоваться и другие реагенты, если они малоопасны для окружающей среды, эффективны для обработки бурового раствора и вскрытия продуктивного пласта.

После разбуривания цементных стаканов пачка раствора, загрязненная цементом, сбрасывается в амбар.

Рецептуры обработки бурового раствора предложены Заказчиком.

Для бурения скважин могут применяться и другие рецептуры, если они малоопасны для окружающей природной среды, имеют отработанную технологию применения, эффективны для вскрытия продуктивного пласта (при выполнении п.2.7.3 “Правил безопасности”).