Строительство эксплуатационных горизонтальных скважин

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

7 Буровые растворы

7.1 Общие положения

Основным критерием выбора типа буровых растворов является их способность обеспечивать строительство высококачественных и рентабельных скважин с минимальным негативным воздействием на окружающую природную среду и фильтрационные свойства продуктивных пластов.

При выборе типа буровых растворов, их свойств и параметров необходимо руководствоваться требованиями:

∙для приготовления буровых растворов использовать экологически безопасные, разрешенные к применению реагенты, внесенные в отраслевой реестр "Перечень химпродуктов, согласованных и допущенных к применению в нефтяной отрасли". ГЦСС "Нефтепромхим". Казань. 2007;

∙снижением отрицательного воздействия бурового раствора на коллекторские свойства продуктивных пластов;

∙обеспечением качественной промывки ствола скважины, устойчивой работы забойных двигателей, очистки забоя от выбуренной породы;

∙сокращением объемов отработанного бурового раствора, возможности повторного их использования;

∙возможности приготовления и обработки буровых растворов на оборудовании поставляемом в комплекте буровой установки и циркуляционной системы;

∙возможности поддержания и регулирования их агрегативной и кинетической устойчивости, определяющей технические показатели растворов (плотность, реологические, фильтрационные, смазочные, антикоррозионные свойства).

7.2 Обоснование плотности применяемых буровых растворов

Плотность буровых растворов для интервалов совместимых условий бурения рассчитывается исходя из условий сохранения устойчивости горных пород, слагающих стенки скважины, а в интервалах содержащих напорные пласты - создания столбом раствора гидростатического давления на забой, предотвращающего поступление пластового флюида в ствол скважины

В соответствии с п. 2.7.3.3. ПБ 08-624-03 рассчитывается минимально допустимая плотность бурового раствора из условия создания столбом раствора гидростатического давления на забой скважины при вскрытии продуктивного горизонта, превышающего проектные пластовые давления на величину не менее:

∙10 % для скважин глубиной до 1200 м (интервалов от 0 до 1200 м);

∙5 % для интервалов от 1200 м до проектной глубины.

Максимально допустимая плотность бурового раствора рассчитывается из условия - противодавление на горизонты не должно превышать пластовые давления на 1,5 МПа для скважин глубиной до 1200 м и 2,5 - 3,0 МПа для более глубоких скважин.

В соответствии с п.2.7.3.5. « Правил безопасности …», в интервале бурения под направление и кондуктор 0-810 м, сложенном неустойчивыми породами, плотность, водоотдачу и другие параметры бурового раствора выбираем, исходя из необходимости обеспечения устойчивости стенок скважины.

Учитывая накопленный опыт бурения и вышеназванные требования, при бурении под направление и кондуктор в интервале 0-710 м выбираем полимерглинистый буровой раствор плотностью 1,16 г/см3. Как видно из совмещённого графика давлений (рис.5.1.), репрессия на пласты исключает возможность как гидроразрыва горных пород, так и поглощения бурового раствора на всём протяжении данного интервала бурения.

Интервал бурения под пилотный ствол является интервалом совместимых условий бурения (рис.5.1). Расчетная плотность бурового раствора при вскрытии продуктивных горизонтов в интервале 710-3372 м – 1,07-1,116 г/см3. С учетом пластовых давлений в пластах АС10-12 и возможных осложнений при бурении интервала 710-3372 м, а так же исходя из опыта бурения на Приобском месторождении принимаем полимерглинистый буровой раствор плотностью 1,10 г/см3, репрессия на вскрываемые продуктивные пласты при этом составит 1,99-2,58 МПа.

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

7.4 Химические реагенты и обработка бурового раствора

ПБМА – глинопорошок бентонитовый модифицированный марки А. Натриевый монтмориллонит. Модифицируется кальцинированной содой и полимерами. Основная функция – структурообразовательная. Дополнительная функция – увеличение вязкости, контроль фильтрации. Для приготовления глинистого раствора, необходимо предварительно прогидратировать расчётное количество глинопорошка в технической воде (без добавления химреагентов) в течение не менее 4 часов. Удельный вес ПБМА 1 сорта - 2,6 г/см3.

Бикарбонат натрия NaHCO3 (сода) представляет собой белый кри сталлический порошок, растворимый в воде. При взаимодействии с кислотами и при нагревании он разлагается с выделением двуокиси углерода.Бикарбонат натрия NaHCO3 представляет собой белый кристаллический порошок, растворимый в воде. При взаимодействии с кислотами и при нагревании он разлагается с выделением двуокиси углерода

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 доливается вода до требуемого объема и дополнительно перемешивается 10-15 минут.

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 КМЦ800. 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 180оС, а совместно с ГКЖ – до 180-200оС (для пресных растворов).

Низковязкая полианионная целлюлоза (АкваФло LV,ПАЦ-Н,ПАЦ-В и другие аналоги) –

используется для регулирования фильтрационных свойств. Придает раствору оптимальные структурнореологические свойства и высокую выносящую способность, эффективно регулирует водоотдачу.

Сайпан (Унифлок). Высокомолекулярные акриловые полимеры. Основная функция – снижение фильтрации. Дополнительные функции – стабилизация раствора и флокуляция выбуренной породы. Эффективнны в растворах, как с высоким, так и низким содержанием твёрдой фазы. Образуют прочную глинистую корку по всей поверхности ствола скважины. Эффективно обеспечивают стабильность раствора при высоких температурах (до 230оС) на забое скважины. Водный раствор этих реагентов готовится аналогично приготовлению водного раствора КМЦ (см. выше) из расчёта получения их 0,5÷1% концентрации.

FLODRILL TS 705 - полиакрилат натрия со средней молекулярной массой - порошкообразное вещество светло-желтого цвета, хорошо растворим в воде, мологигроскопичен. Образует тонкую, прочную глинистую корку. Стабилизирует характеристики раствора. Термостоек. Снижает ДНС и СНС полимерглинистого раствора, не оказывая влияния на пластическую вязкость. Обладает выраженной

смазывающей способностью. Ограничения: неэффективен в присутствии ионов Са2+ и Mg 2+

FLODRILL PAM 1040 - высокомолекулярный акриловый полимер с низкой гигроскопичностью. Представляет собой растворимый в воде порошкообразный продукт. Обеспечивает флокуляцию выбуренной породы. Предназначен для стабилизации осыпающихся сланцев и осуществления контроля за вязкостью и водоотдачей раствора. Ввод даже небольших концентраций позволяет значительно повысить вязкость бурового раствора.