Повышение скоростей бурения и дебитов скважин разработкой и совершен

свойств раствора. Нефтяная эмульсия состоит из трех компонентов: бентонита, УЩРинефти, гидратированныхиэмульгированныхвводе.

Для первичной обработки раствора применяется нефтяная эмульсия с 10%-м содержанием УЩР и нефти и 4–5, 4 и 3,5 % ОБ, БМ-1 и БМ-2 соответственно. Объем нефтяной эмульсии, необходимый для первичной обработки раствора, зависит от величины фильтрации и не превышает 10–12 % от объема бурового раствора. Первичная обработка считается законченной при снижении показателя фильтрации до 12 · 10–6 м3. Через долбление раствор обрабатывают вторично. При этом содержание компонентов в эмульсии составляет следующее: нефть и УЩР – по 5 % каждого, а ОБ, БМ-1 и БМ-2 – в количестве 2–3, 2 и 1,8 % соответственно. Расход нефтяной эмульсии для вторичной обработки зависит от эффективности первичной и не превышает 5–6 % от объема бурового раствора.

Вторичная обработка раствора нефтяной эмульсией заканчивается до вскрытия продуктивного пласта. В случае обработки УЩР его расход и концентрация для первичной и вторичной обработок такие же, что и в нефтяной эмульсии.

Увеличение концентрации нефти в растворе до 8–10 об. % производят путем ввода ее совместно с бентонитом (в виде МНБ) или через всасывающий коллектор бурового насоса с последующим диспергированием через штуцерную камеру.

Расход нефти для поддержания ее нормируемой концентрации определяют из предложенного авторами выражения:

где h – проходка на долото, м; Vн – расход нефти за долбление, м3; С – нормируемая концентрация нефти в буровом растворе, %; d – диаметр долота, м; V0 – объем рабочего бурового раствора (рабочий), м3; β, z – коэффициенты, учитывающие потери нефти на коркообразование, фильтрацию раствора

впласты и потери нефти со шламом, равны 0,05 и 0,003 соответственно.

В[206, 208] отмечены трудности получения естественных растворов в условиях, когда в интервале перехода на растворе вскрывают зоны ухода или когда разрез сложен крепкими окремнелыми породами, а также при наличии в разрезе глинистых пород мощностью более 200 м. Нами предложен способ получения искусственно-глинисто-карбонатного раство-

ра (ИГКР), используемого в качестве основы ЭГКР [207]. Условия, в которых стало возможным его применение, значительно расширились.

101

Разработаны рекомендации по поддержанию требуемых свойств ЭГКР. При бурении гипсов и ангидритов объем промывочной жидкости необходимо восполнять 4%-м водным раствором Na2СO3. При этом расход реагента на долбление прямо пропорционален проходке на долото. Объем промывочной жидкости при бурении пород пополняют нефтяным реагентом или нефтеэмульсионным глинистым раствором, расход которых пропорционален проходке на долото. При снижении «карбонатности» в процессе бурения до 55–60 % вводят нефтяной реагент, а при повышении до 70–80 % – нефтеэмульсионный глинистый раствор. Расход Na2СO3 составляет 2,6 кг на 1 м3.

Расход бентонита и нефти на приготовление нефтеэмульсионного глинистого раствора с увеличением проходки на долото увеличивается. Расход ОБ, БМ-1 и БМ-2 на приготовление раствора зависит от удельной работы диспергирования и составляет 6,5 и 4 масс. % соответственно, а нефти – 10 об. %.

При бурении известняков, доломитов, а также аргиллитов и алевролитов с редкими включениями гипсов, ангидритов, расход нефти и бентонита для приготовления реагента с уменьшением проходки на долото увеличивается, а расход Na2СO3 и УЩР уменьшается. При бурении известняков и доломитов расход Na2СO3 и УЩР на приготовление нефтяного реагента не зависит от проходки на долото и составляет 4 кг на 1 м3, а расход бентонита и нефти увеличивается при снижении проходки на долото.

В случае бурения глин, песчаников, аргиллитов и алевролитов расход Na2СO3 и УЩР на приготовление нефтяного реагента не зависит от проходки на долото и составляет 2,6 кг на 1 м3, расход бентонита и нефти на приготовление нефтяного реагента увеличивается пропорционально увеличению проходки на долото. Расход нефти в долблении для восполнения ее потерь определяют по выражению (1.2).

1.3.8. Состав, технология приготовления и методы химической обработки буровых растворов с естественной полисолевой минерализацией

На основании анализа исследования влияния пластовых вод нами [102] предложено в условиях, осложненных притоками высокоминерализованных пластовых вод, а также осыпями и обвалами неустойчивых горных пород, использовать буровые растворы с естественной полисолевой минерализацией (ЕПСМ). Состав фильтратов буровых растворов с ЕПСМ аналоги-

102

чен составу флюидов, насыщающих терригенные породы, что положительно отражается на сохранении устойчивого состояния этих отложений.

Ранее для приготовления буровых растворов с ЕПСМ использовали суббентонитовые глинопорошки: альметьевский, куганакский и палыгорский. Однако из этих глинопорошков получали буровые растворы с высокой концентрацией твердой фазы.

Впервые буровые растворы с ЕПСМ указанных составов по предложению авторов применены при бурении скважин на Тулвинском месторождении. Применение их вместо пресного бурового раствора позволило значительно улучшить состояние стволов скважин, снизить расход материалов и химических реагентов для приготовления и обработки раствора. Наряду с положительными результатами при применении буровых растворов с ЕПСМ на основе суббентонитовых глин, не достигнуто значительного повышения показателей работы долот. Не исключены полностью затяжки и прихваты инструмента, особенно при прохождении проницаемых отложений. С целью преодоления указанных недостатков проведены исследования по разработке рецептур буровых растворов с ЕПСМ, обычных и нефтеэмульсионных, с низким содержанием в них глинистой фазы.

Для получения бурового раствора с ЕПСМ низкой и пониженной плотности предложено использовать БМ-1 и БМ-2 (табл. 1.33). Технология получения бурового раствора с ЕПСМ заключается в следующем. Первоначально на пресной воде (Ж ≤ 6 ммоль/л) готовят суспензию из БМ-1 или БМ-2 6,0–6,5 и 4,0–4,5%-й концентрации соответственно и прокачкой через любое диспергирующее устройство повышают условную вязкость до 20–22 с. Стабилизацию и снижение показателя фильтрации осуществляют совместной обработкой КССБ и КМЦ, только КМЦ и ПАА. Применяют КССБ марки КССБ, КССБ-1, КССБ-2, КМЦ отечественного производства КМЦ-500, КМЦ-600, КМЦ-700, а также зарубежные: тилоза, серогель, СМС В-805 и др. Их расход составляет (в масс. %): КССБ – 2,0–3,0; КМЦ– 0,2–0,5 и ПАА– 0,02–0,05. Для предупреждения вспенивания раствор обрабатывают 0,5–1,0 % Т-80. Ингибирование бурового раствора с ЕПСМ происходит непосредственно в стволе скважины за счет поступления высокоминерализованных пластовых вод и солей из горных пород. При проведении исследований пластовую воду (плотностью 1140–1190 кг/м3) добавляли в буровой раствор в количестве до 25 % к объему раствора. После добавления каждых 5,0 % пластовой воды осуществляли контроль за изменением показателей раствора.

103

Установлено, что концентрация БМ-1 и БМ-2 для приготовления исходной суспензии зависит от минерализации пластовой воды и содержания ее в буровом растворе (табл. 1.33).

Таблица 1 . 3 3

Состав и свойства буровых растворов с естественной полисолевой минерализацией низкой и пониженной плотности

Примечания:

1.ПВ – пластовая вода плотностью 1190 кг/м3 и 1100 кг/м3 соответственно.

2.Во всех растворах рН = 7,2–7,6; S = 0; δ = (0,3–0,5) · 10–3 м.

Буровые растворы с ЕПСМ, содержащие до 25 % пластовой воды плотностью 1190 кг/м3, имеют необходимые реологические характеристики, сравнительно низкие показатели фильтрации и седиментации (см. табл. 1.33). При жесткости фильтрата 100–143 ммоль/л и более буровые растворы

сЕПСМимеютследующиепоказатели:

♦при использовании БМ-1: ρ = 1060–1080 кг/м3; УВ100 = 5,1–5,5 с;

Ф = (7–12) · 10–6 м3; δ = 0,5 · 10–3 м; θ1/10 = 0,4–1,3/0,9–2,0 Па;

♦при использовании БМ-2: ρ = 1050–1060 кг/м3; УВ100 = 4,6–5,4 с;

Ф = (9–12) · 10–6 м3; δ = 0,5 · 10–3 м; θ1/10 = 0,5–2,0/1,4–2,8 Па.

104

Вслучае поступления в буровой раствор пластовых вод ρ = 1120 кг/м3

именее или в небольших количествах (до 5 масс. %) плотностью 1190 кг/м3

могут быть получены буровые растворы с ЕПСМ низкой плотности, равной

1010–1030 кг/м3.

Перевод буровых растворов с ЕПСМ в нефтеэмульсионные позволяет повысить их качество, улучшить смазывающие свойства, а также уменьшить расходглинынаихприготовление. Расходглинопорошкадляполучениянефтеэмульсионного бурового раствора из МНБ составляет БМ-1 – 5,0 %, БМ-2 – 3,5 % прирасходенефти10 % кобъемураствора(табл. 1.34).

Таблица 1 . 3 4

Состав и свойства нефтеэмульсионных буровых растворов пониженной плотности с естественной полисолевой минерализацией

Примечания:

1.В экспериментах применялась пластовая вода (ПВ) плотностью 1190 кг/м3.

2.Во всех растворах рН = 7,3–7,8; S = 0; δ = (0,5–1,0) · 10–3 м.

105

1.3.9. Составитехнология приготовлениябуровых растворов, ингибированныхкалийсодержащимиотходами

При разработке рецептур калиевых буровых растворов для условий бурения Башкирской, Татарской, Удмуртской республик, Пермского края и Самарской области учитывались следующие особенности геолого-техни- ческих условий бурения:

♦наличие притока минерализованных пластовых вод с общей минерализацией от 214 до 265 г/л, не позволяющих получить чисто калиевые системы;

♦сравнительно низкие пластовые давления, равные гидростатическому или превышающие его на 0,5–1,0 МПа, обусловливающие необхо-

димость применения буровых растворов пониженной плотности; ♦ обваливание больших по мощности пластов глин, аргиллитов

и алевролитов сарайлинской толщи турнейского яруса, вендского комплекса, не предупреждаемое бурением с промывкой пресными и хлоркалиевыми буровыми растворами.

С целью расширения сырьевой базы для приготовления ингибированных систем, максимально удовлетворяющих вышеуказанным условиям бурения, произведен поиск новых, более дешевых и доступных источников катионов калия.

Для приготовления ингибирующих буровых растворов предложено использовать отходы титано-магниевых производств: шламо-электролит- ную смесь (ШЭС), хлоркалий-электролит (ХКЭ) и минерализатор (МИН-1). Так, ШЭС содержит до 40 % хлорида калия, ХКЭ – 72–78 % и МИН-1 – 66–78 % (табл. 1.35).

Таблица 1 . 3 5

Химический состав отходов титано-магниевых производств

Использование этих отходов для ингибирования буровых растворов позволяет реализовать эффект комплексного ингибирования и максималь-

106

но использовать минеральное сырье, извлекаемое из недр, направленно решать вопросы, связанные с охраной окружающей среды.

С использованием ХКЭ, МИН-1 и ШЭС разработаны рецептуры, технология приготовления и методы химической обработки буровых растворов, ингибированных калийсодержащими отходами [169]. Расход бентопорошков для приготовления исходных суспензий составляет (в масс. %) БО – 6; БМ-1 – 5; БМ-2 – 4. Стабилизацию и снижение показателя фильтрации осуществляли обработкой 2–3 % КССБ, 0,2–0,3 % КМЦ-600, 0–0,1 % ПАА. Для повышения рН среды и ускорения реакций катионообмена суспензию обрабатывали 0,2–0,3 % КОН или NaОН. При одновременной стабилизации КССБ, КМЦ-600 и ПАА расход БМ-1 и БМ-2 для приготовления суспензий минимальный и не превышает 2–3 масс. %.

После обработки бентонитовой суспензии реагентами-стабилизато- рами и понизителями показателей фильтрации вводили один из калийсодержащих продуктов. Исследования по изучению влияния концентрации КСl на сохранение устойчивости глинистых пород показали, что его концентрация в фильтре бурового раствора должна быть в пределах 4–7 % [33]. Это объясняется тем, что в пределах этих концентраций катион калия проявляет отрицательную гидратацию и активно воздействует на глинистую породу, уменьшая или предупреждая ее гидратацию.

Для получения бурового раствора с содержанием КСl в фильтрате 4–7 % расход ХКЭ и МИН-1 составляет 8–12 масс. %, а ШЭС– 12–15 масс. %. Ввод калийсодержащих продуктов осуществляют постепенно, так как при их вводе наблюдается загущение раствора. Уменьшение содержания твердой фазы и плотности бурового раствора за счет использования бентонитов позволяет снизить гидравлические сопротивления, опасность прихватов за счет более низких структурно-механических свойств ингибированных буровых растворов, что также способствует сохранению устойчивого состояния стенок ствола скважин. После стабилизации и ввода калийсодержащих продуктов буровые растворы имеют следующие

показатели: ρ = 1080–1110 кг/м3; УВ100 = 4,7–6,2 с; Ф = (4–10) · 10–6 м3; θ1/10 = 0,2–0,8/0,4–1,3 Па; СКСl = 4,0–7,5 %.

С целью улучшения смазывающих и противоизносных свойств бурового раствора, ингибированного калийсодержащими отходами, его переводили в нефтеэмульсионный. Нефтеэмульсионный буровой раствор готовили из МНБ, что позволило, наряду с повышением качества бурового раствора, уменьшить концентрацию бентопорошка для приготовления суспензий.

107

Концентрация ОБ, БМ-1 и БМ-2 для приготовления нефтеэмульсионных буровых растворов, ингибированных калийсодержащими отходами, составляет 4,4 и 3,5 масс. % соответственно при расходе нефти 10 % к объему раствора. Расход реагентов на стабилизацию и снижение показателя фильтрации остается таким же, как и при приготовлении обычного бурового раствора, ингибированного калийсодержащими отходами. Несмотря на более низкое содержание бентопорошка в нефтеэмульсионных растворах, структурно-механические свойства их выше, чем у обычных растворов. Показатели нефтеэмульсионных буровых растворов, приготовленных из МНБ, изменяются в следующих пределах: ρ = 1060–1100 кг/м3; УВ100 = 5,3–7,0 с;

Ф = (6,5–10) · 10–6 м3; θ1/10 = 0,3–1,1/0,8–2,4 Па; СКСl = 4,2–7,3 %. При необ-

ходимости эти растворы могут быть утяжелены баритом (табл. 1.36). Буровые растворы, ингибированные калийсодержащими отходами,

могут быть использованы не только для бурения в неустойчивых породах, но и при вскрытии продуктивных пластов, так как присутствующие в его фильтрате электролиты препятствуют набуханию глинистого цемента коллекторов, что, в свою очередь, предупреждает снижение естественной проницаемости продуктивного пласта.

1.3.10. Выводы

Основным направлением повышения показателей бурения и качества вскрытия пластов является снижение дифференциального давления на забой, которое на данном уровне развития техники и технологии строительства скважин достигается за счет снижения плотности буровых растворов. Для условий бурения в Урало-Поволжье разработана классификация буровых растворов по плотности и создаваемому дифференциальному давлению.

Исследования процессов коагуляционно-тиксотропного образования в бентонитовых суспензиях показали, что предварительная гидратация и высокая удельная мощность диспергирования позволяют получать буровые растворы плотностью 1020–1050 кг/м3 и содержанием глин 2–5 масс. %.

Разработаны составы и методы химической обработки пресных и эмульсионно-глинисто-карбонатных буровых растворов низкой и пониженной плотности. Оптимальные концентрации ОБ, БМ-1 и БМ-2 для их приготовления составляют при q = 26 000–79 200 Вт · ч/кг 50, 20 и 20 кг/м3 соответственно.

108

Повысить дисперсность нефтяного компонента в буровых растворах на водной основе возможно путем ввода ПАВ или модифицирования бентонита нефтью (МНБ). Наиболее высокая дисперсность глобул нефти достигается при приготовлении раствора из МНБ при q = 2250 Вт · ч/кг и более 4125 Вт · ч/кг, а также времени контакта бентонита с нефтью в течение 1 ч. Это обусловлено спецификой процесса эмульгирования и структурообразования, являющегося следствием адсорбции активных компонентов нефти на глинистых частицах взаимной стабилизации разноименных типов эмульсий.

Для бурения скважин в условиях, осложненных притоками минерализованных пластовых вод, осыпями и обвалами глинистых пород, разработаны составы, технология приготовления и методы химической обработки буровых растворов с ЕПСМ. Концентрация БМ-1 и БМ-2 для их получения составляет 6,0–6,5 и 4,0–4,5 масс. % соответственно. Стабилизация этих растворов достигается обработкой 2–3 % КССБ, 0,2–0,5 % КМЦ и 0,02–0,05 % ПАА (в расчете на сухой продукт).

Для бурения скважин в разрезах, содержащих мощные толщи глин

иаргиллитов, предложено использовать буровые растворы, ингибированные калийсодержащими отходами, в которых используется эффект комплексного ингибирования. Расход бентонитов для их приготовления составляет: БО – 6, БМ-1 – 5, БМ-2 – 4 масс. %, а при модифицировании их нефтью снижается до 4,4 и 3,5 масс. % соответственно. Стабилизация

иснижение показателя фильтрации достигается обработкой КССБ, КМЦ

иПАА в количестве 2–3, 0,2–0,3 и 0,1 масс. % соответственно.

1.4.СОСТАВ, ТЕХНОЛОГИЯ ПРИГОТОВЛЕНИЯ

ИМЕТОДЫ ХИМИЧЕСКОЙ ОБРАБОТКИ БЕЗГЛИНИСТЫХ ПОЛИМЕРСОЛЕВЫХ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ

1.4.1. Состав, технология приготовления и методы химической обработки безглинистых полимерсолевых буровых растворов

Исследование кинетики фильтрации и реологических показателей безглинистого полимерсолевого бурового раствора, а также влияние химических реагентов на показатели других технологических свойств позволили определить оптимальный расход химических реагентов для приготовления буровых растворов с требуемыми технологическими свойствами.

110