1349

Безглинистый полимерсолевой буровой раствор включает следующие компоненты в масс. %: калийсодержащий продукт (ХКЭ, или МИН-1, или ШЭС) – 7,0–25,0; щелочь(NaOH или КОН) – 0–0,2; КССБ-2 – 0–4,0; КМЦ-500 или КМЦ-600 – 0–0,6; ПАА – 0–0,2; пеногаситель (Т-66 или Т-80) – 0–0,5;

вода – остальное. Физико-химические показатели свойств этого раствора изменяются в следующих пределах: ρ = 1030–1180 кг/м3, УВ500 = 15–27 с,

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

СНСl в фильтрате 3–19 %, Ж = 20–175 ммоль/л.

На основании экспериментальных исследований, испытаний и практики промышленного применения предложена рациональная технология приготовления этого раствора, которая заключается в следующем. Растворяют калийсодержащий продукт в воде. Его расход определяется требуемой величиной плотности и составляет 70–300 кг/м3 (табл. 1.37).

Для повышения рН среды водныйрастворкалийсодержащегопродукта обрабатывают 0,1–0,2 % КОН или NаОН. Безглинистый полимерсолевой буровой раствор получают и без обработки щелочью. Снижение показателя фильтрации достигают обработкой 2,0–3,5 % КССБ-2 и 0,2–0, % КМЦ-600

или 3–4 % КССБ-2 и 0,1–0,2 % ПАА, или 02,3–0,4 % КМЦ-600 и 0,1–0,2 %

ПАА. Привспениваниирастворобрабатывают 0,2–0,5 % Т-80. Безглинистый полимерсолевой буровой раствор с необходимыми по-

казателями получают и при обработке только одним реагентом (КССБ-2 или КМЦ-600), при этом их расход составляет 4,0 или 0,4–0,6 % соответственно. Однако при повышенных перепадах давления в случае обработки только КМЦ буровые растворы имеют высокие значения показателей фильтрации. Нефть в безглинистый раствор вводят соответственно с эмульгаторами: эмульталом или СМАД-1.

111

1.4.2. Состав, технология приготовления и методы химической обработки безглинистых буровых растворов на основе пластовой воды

Получение безглинистых буровых растворов, основой которых являются водные растворы различных солей, сопряжено с определенными трудностями, в частности: дефицитом солей, высокими требованиями к складским помещениям для их хранения, дополнительными транспортными расходами. Гигроскопичность и слеживаемость при хранении затрудняют использование ихвусловияхбуровой.

Вэтом отношении более перспективным является применение в качестве основы безглинистых буровых растворов высокоминерализованных пластовых вод. Предпосылками к этому являются доступность и дешевизна пластовых вод, добываемых совместно с нефтью. Так, добыча пластовой воды попутно с нефтью в настоящее время на ПО «Пермнефть», «Башнефть», «Татнефть» ежегодно составляет более 38, 150 и 300 млн т соответственно. Для обеспечения пластовой водой скважин на вновь вводимых

вразработку месторождениях и значительно удаленных от места сброса воды на разрабатываемых месторождениях разработан метод обеспечения пластовой водой из первой скважины, пробуренной в кусте. Наряду с доступностью, пластовые воды имеют высокую инактивность к глинистым компонентам продуктивного пласта. Используя пластовые воды в качестве основы бурового раствора, возможно обеспечить ионное равновесие между фильтратом бурового раствора и пластовыми флюидами продуктивного пласта, что также будет способствовать сохранению естественной проницаемости коллектора, а также предупреждению осыпи и обвалов глин. Дополнительное ингибирование безглинистых буровых растворов на основе пластовых вод возможно за счет добавок солей (КСl, СаСl2 и др.).

Всвязи с этим проведены исследования по разработке безглинистых буровых растворов на основе пластовой воды. В качестве основы безглинистых растворов использована и пресная вода, так как последняя, учитывая гидрогеологическую характеристику пластов, в процессе бурения будет засолоняться за счет поступления в нее пластовых вод и солей из горных пород. При экспериментальных исследованиях в качестве минерализованной пласто-

вой воды использовалась пластовая вода Кыласовского месторождения плотностью 1180 кг/м3 с содержанием ионов в ммоль/л: НСО3 – 7,0; Са2+ – 540;

Мg2+ – 180; К+ + Na + – 3376,4; Сl– – 4800; SO42– – 4,74.

112

С учетом ранее проведенных результатов исследований по разработке составов безглинистых растворов на основе водных растворов солей изучена возможность использования конденсированной сульфит-спир- товой барды (КССБ-2), карбоксиметилцеллюлозы КМЦ-500, КМЦ-600, СМС В-805, тилозы, серогеля для регулирования фильтрационных свойств безглинистых буровых растворов на основе пластовых вод. Установлено, что для получения безглинистого бурового раствора на основе пластовой воды расход КССБ-2 и КМЦ (КМЦ-500, КМЦ-600, СМС-В-805, тилоза) зависит от минерализации с составляет 1,5–3,8 и 0,3–0,5 масс. % соответственно. Расход серогеля несколько выше и составляет 0,6–0,8 масс. %. Получаемые с применением вышеуказанных реагентов буровые растворы имеют следующие показатели свойств: ρ = 1040–1170 кг/м3 (в зависимости от плотности используемой пластовой воды); УВ100 = 3,8–5,0 с; Ф = (6–12) · 10–6 м3;

рН = 6,2–7,2; Ж = 141–590 ммоль/л.

Для повышения ингибирующих свойств буровые растворы на основе пластовых вод дополнительно обрабатывали калийсодержащими отходами, в частности хлоркалий-электоролитом или минерализатором (МИН-1), для чего их растворяли в пластовой воде или буровом растворе в количестве 5–10 масс. % от объема раствора. В случае повышения показателя фильтрации выше регламентированного значения раствор дополнительно обрабатывали 0,2 масс. % КМЦ-600 и 2 масс. % КССБ-2 от объема раствора.

С целью расширения сырьевой базы изучена возможность применения ММЦ-БТР для регулирования фильтрационных свойств безглинистых растворов. Показано, что расход ММЦ-БТР для снижения показателя фильтрации безглинистых буровых растворов составляет 0,5–0,7 % от объема раствора. Более эффективна совместная обработка ММЦ-БТР с КССБ, расход реагентов при этом снижается и составляет 0,2–0,3 масс. % ММЦ-БТР, 0,5–1,5 масс. % КССБ.

К преимуществам безглинистых буровых растворов, получаемых из пластовых вод с обработкой вышеуказанными реагентами, относится простота технологии получения и регулирования показателей свойств. Немаловажным положительным фактором является использование серийно выпускаемых отечественной промышленностью химических реагентов КМЦ-500 (КМЦ-600), КССБ и ММЦ-БТР. Взамен КМЦ могут быть использованы целлюлозные реагенты других марок, например: СМС В-805, тилоза, серогель и др., поставляемые зарубежными фирмами. Наряду с положительными сторонами, эти растворы имеют и опреде-

113

ленные недостатки. К ним следует отнести повышенный расход реагентов и низкую степень очистки раствора от выбуренной породы.

С целью исключения названных недостатков при разработке составов безглинистых буровых растворов с использованием акриловых полимеров осуществлен комплексный подход к проектированию состава, учитывающий как получение регламентированных значений технологических показателей, так иегокоагуляционно-флокулирующеедействиенавыбуреннуюпороду.

Результаты исследования кинетики фильтрации и характеристика изменения вязкости безглинистых буровых растворов позволили определить нижний уровень концентрации ПАА и Аl2(SO4)3 или FeCl3 для регулирования технологических показателей этих растворов.

На основании изучения коагуляционно-флокулирующих свойств определен уровень концентрации ПАА. С целью определения влияния концентрации ПАА и солей, содержащих катионы алюминия или железа, на параметры бурового раствора и оптимального состава безглинистого бурового раствора проведен полный факторный эксперимент 22.

Входными параметрами были концентрация ПАА (С1) и концентрация Аl2(SO4)3 или FeCl3 (С2). В качестве выходных параметров использовались показатель фильтрации (Ф), условная вязкость (УВ500), пластическая вязкость (η), динамическое напряжение сдвига (τ0).

Модель в кодированном виде позволяет оценить направление и силу влияния каждого фактора. Построение модели и проверка ее соответствия опытным данным произведена по стандартным формулам [87]. Анализ проведен с помощью ЭВМ СМ-4, и получены следующие уравнения в некодированном виде:

♦ для безглинистых буровых растворов на основе технической воды:

Ф = 25,6 – 66,8С1 – 1087С2 – 119С + 16900С + 1460С1С2, УВ500 = 9,08 + 57,2С1 + 362С2 – 87С – 11200С + 60С1С2, τ0 = 2,54 – 17,9С1 – 101С2 + 89С – 300С – 540С1С2, η = 2,7 – 30,5С1 + 229С2 – 118С – 86000С + 480С1С2;

♦ для безглинистых буровых растворов на основе минерализованной пластовой воды:

Ф = 6,93 + 50С1 – 386С2 – 8С + 21700С – 2380С1С2, УВ500 = 14,3 + 160С1 + 846С2 – 232С + 29800С – 268С1С2, τ0 = 57С1 + 52С2 – 71С + 3300С – 1130С1С2 – 2,65, η = 114С1 – 90С2 – 167С + 11700С – 2000С1С2 – 6,06.

114

Табулирование функции двух переменных y = f (x1x2) при возможных значениях х1 и х2 позволяет определить оптимальный состав безглинистых буровых растворов, при котором достигается минимальное значение показателя фильтрации (масс. %): ПАА – 0,05; Аl2(SO4)3 – 0,005; ПАА – 0,3; Аl2(SO4)3 – 0,025. Оптимальным интервалом изменения расхода реа-

гентов является: ПАА – 0,05–0,3 %, Аl2(SO4)3 – 0,005–0,025 %. При ука-

занном содержании ПАА и солей безглинистые буровые растворы на основе технической или высокоминерализованной пластовой воды имеют значения показателя фильтрации Ф ≤ 8 · 10–6 м3 при перепадах давления 0,1 и 0,7 МПа и низкие значения условной и пластической вязкости УВ100 = 3,7–5,2 сиη≤8,5 мПа·с, атакжевысокиефлокулирующиесвойства.

Анализ состава и показателей безглинистых растворов показывает, что верхний предел содержания ПАА определяется скоростью осаждения выбуренной породы. Так, безглинистый буровой раствор, содержащий 0,4 % ПАА, обладает низкими флокулирующими свойствами, в то время как фильтрация этого раствора минимальная. Нижний предел содержания ПАА и Аl2(SO4)3 или FeCl3 в растворе определяется величиной показателя фильтрации и равен 0,05–0,1 и 0,005–0,015 масс. % соответственно.

На основании исследований по изучению влияния концентрации и порядка ввода химических реагентов на фильтрационные и реологические свойства безглинистых буровых растворов разработана технология бурения с применением этих растворов, которая заключается в следующем [12, 15]. При бурении с промывкой технической водой в нее добавляют 0,001–0,005 масс. % ПАА с целью ее химической очистки от шлама. За 30–50 м до вскрытия продуктивного пласта начинают переход на безглинистый раствор.

Для приготовления бурового раствора используется пресная, или минерализованная пластовая вода, или водные растворы солей, или техническая вода, на которой осуществлялось бурение до интервала перехода на раствор. К моменту перехода на раствор последняя обычно бывает засолена в результате попадания в нее солей из пластовых вод и горных пород. Перед переходом на бурение с промывкой безглинистым буровым раствором мерники и желоба очищают от шлама. Включают в систему очистки дополнительно мерник-отстойник, так как после ввода ПАА будет идти интенсивное осаждение выбуренной породы.

Полиакриламид готовят в виде 0,5–1,0%-го водного раствора на пресной воде в глиномешалке МГ2-4 или другом перемешивающем устройстве.

115

Время растворения ПАА – 1–2 ч. Раствор ПАА добавляют в процессе бурения или промывки скважин. Первоначальные его добавки должны быть в пределах 0,03–0,05 масс. % от объема раствора. После 4–6 циклов циркуляции через скважину содержание ПАА в буровом растворе доводят до требуемого значения 0,05–0,3 %. Расход ПАА зависит от минерализации бурового раствора и определяется путем проведения экспресс-анализа перед переходом на раствор на буровой или в лаборатории бурового предприятия. При использовании технической воды (Ж ≤ 6,5 ммоль/л) расход ПАА не превышает 0,1–0,3 масс. %. Затем добавляют сульфат алюминия, или сульфат калия-алюминия, или хлорид железа в количестве 0,005–0,025 масс. %. При жесткости воды менее 6,5 ммоль/л расход солей составляет

0,005–0,01 масс. %, а при жесткости 15–1000 ммоль/л – 0,05–0,035 масс. %.

За счет ввода ПАА и одной из солей получают безглинистый буровой раствор

с показателями: ρ = 1020–1160 кг/м3; УВ500 = 15–25 с; Ф = (5–12) · 10–6 м3; рН = 6,5–7; Ж = 20–500 мг-экв/л; δ – пленка.

Проведены исследования по разработке безглинистых буровых растворов с использованием метаса и гипана. Установлено, что, используя метас в сочетании с КАl(SO4)2 или Al2(SO4)3, возможно получать пресные

иминерализованные (Ж ≤ 85 ммоль/л) безглинистые растворы с регулируемой фильтрацией, при этом расход метаса и солей составляет 2,0–0,5

и0,2–0,7 масс. % соответственно. Показатели свойств таких растворов сле-

дующие: ρ = 990–1000 кг/м3; УВ100 = 4,2–6,4 с; Ф = (4–12) · 10–6 м3; рН = 7–8;

Ж = 2 ммоль/л; θ1/10 = 0/0 Па; δ – пленка. При более высокой минерализации (Ж = 85–125 ммоль/л) необходима дополнительная обработка раствора

КССБ или КССБ в сочетании с КМЦ-500. В случае использования метаса, наряду с низкой стойкостью получаемых растворов к минерализации, большую технологическую трудность представляет его растворение. Экспериментально выявлено, что ускорение растворения метаса достигается при нагреве и увеличении концентрации Na2CO3 или NaOH.

Так, при нагревании 1%-го раствора метаса до T = 70–90 °С последний практически полностью растворился при концентрации Na2CO3 или NaOH 0,3–0,5 масс. %. По-видимому, повышение растворимости метаса при этом объясняется усилением реакции гидролиза при нагревании в присутствии Na2CO3 или NaOH. Связывание большого количества воды при гидратации оказывает влияние и на фильтрационные свойства системы. Например, водные растворы метаса 0,5–1,0%-й концентрации, приготовленные при нагревании в присутствии 0,3 % Na2CO3, имеют низкие значе-

116

ния показателя фильтрации (Ф ≤ 10 · 10–6 м3). Без нагревания минимальная концентрация Na2CO3 и NaOH для растворения метаса увеличивается до 0,8–1,0 масс. %.

С применением гипана и хлорида железа получены только пресные безглинистые буровые растворы. Так, в результате обработки технической воды 0,3–0,5 % гипана и 0,1–0,2 % FeCl3 получены безглинистые буровые растворы с регламентированными значениями показателя фильтрации. При повышении минерализации до 30 ммоль/л показатель фильтрации и вязкость резко возрастают.

1.4.3. Состав, технология приготовления и способы химической обработки безглинистых буровых растворов с повышенными структурно-механическими свойствами

В сложных геологических условиях, например при бурении неустойчивых отложений, а также при бурении глубоких скважин (глубиной более 2500–3000 м), возникает необходимость повышения структурно-механичес- ких свойств безглинистых буровых растворов.

Преимуществом структурированных безглинистых буровых растворов перед бесструктурными является их высокая выносная способность, аперед глинистыми – отсутствие твердой фазы и в результате отсутствие образования на стенках скважины толстой фильтрационной корки. В связи с этим выполнены исследования по изысканию структурирующих добавок. Установлено, что при введении в безглинистый полимерсолевой буровой раствор хлорида магния в виде технического безводного MgCl2 или в виде кристаллогидрата (MgCl2 × 6Н2О) в количестве 2–3 % от объема раствора одновременно со щелочью (1,0–1,5 %) за счет образования смеси пятиокисного оксихлорида магния с бруситом и небольшим количеством трехокисного оксихлорида [92] повышаются структурно-механические показатели безглинистого полимерсолевого бурового раствора, одновременно увеличивается и показатель фильтрации. Необходимые показатели свойств безглинистого бурового раствора были получены в результате дополнительной обработки раствора КССБ иКМЦ-600 вколичестве2,5–3,5 и0,2 % соответственно.

Повышение структурно-механических свойств безглинистого полимерсолевого бурового раствора достигают и вводом асбеста низкосортных марок. Так, добавка 2–5 % асбеста (марки К-6-5, К-6-30, 7-450, АТ или АП по ГОСТ 12871–67) совместно со щелочью в количестве 1–1,5 % позволяет

117

регулировать структурно-механические показатели безглинистого раствора, а обработка 2–2,5 % КССБ и 0,2 % КМЦ-600 – поддерживать показатель фильтрации на необходимом уровне.

Структурирование гидрогелей магния добавками мела, глины, асбеста и барита в сочетании с NaOH предложено О.К. Ангелопуло [68]. Сущность способа заключается в том, что NaOH добавляется в рассол солей не

вчистом виде, а в смеси с тонкодисперсными частицами вышеуказанных реагентов. Обменные реакции протекают в основном на поверхности твердых частиц. Этот процесс напоминает принудительную гетерогенную кристаллизацию, но отличие состоит в том, что затравки подвергаются химическому активированию за счет смачивания реагентом-осадителем.

Внаших исследованиях щелочь и асбест в безглинистый полимерсолевой буровой раствор вводили раздельно (вначале щелочь, а потом асбест), тем не менее получено существенное повышение структурномеханических свойств.

Для повышения структурно-механических свойств безглинистых буровых растворов на основе пластовых вод, обработанных КССБ и КМЦ, рационально применять каустический магнезит (МgО) в сочетании с хлоридом магния (МgСl2), асбест низкосортных марок (по ГОСТ 12871–67)

всочетании со щелочью, моноэтаноламин в сочетании с МgСl2 и обезвоженный карналлит. Расход добавок к объему пластовой воды составляет

(в масс. %): МgО – 1,0; NaOH – 1,0; асбест 5–10; МgСl2 – 5–25; моноэтано-

ламин (МЭА) – 5,0; обезвоженный карналлит – 25–30.

Снижение показателя фильтрации достигают обработкой КССБ-2 в сочетании с КМЦ-600, или крахмалом и КССБ-2, или только крахмалом. Расход реагентов составляет к объему раствора (в масс. %): КССБ-2 – 4,0–5,0 и КМЦ-600 – 5,0, или крахмала 1,0 и КССБ – 4,0, или крахмала 1,0. При необходимости пеногашение предупреждают вводом 0,01 % МАС-200

или 0,5–1,0 % Т-80.

Приготовление структурных безглинистых растворов осуществляют одним из нижеприведенных способов:

♦водные растворы солей или пластовую воду обрабатывают 1 % NaOH и 5–10 масс. % асбеста, перемешивают, показатель фильтрации снижают обработкой КССБ и КМЦ-600 или только КССБ;

♦в водные растворы солей и пластовую воду вводят 25 % МgСl2

и1 % МgО, перемешивают через любое диспергирующее устройство до образования структуры, после чего снижают показатель фильтрации вводом КССБ и крахмала;

118

♦пластовую воду обрабатывают 1 % крахмала, вводят 3–5 % МgСl2

и5 % МЭА, перемешивают и обрабатывают КССБ.

Приведенные рецептуры буровых растворов могут быть использованы в разнообразных условиях бурения, включая солевые отложения без мощных пластов карналлита. Цементирование скважин, пробуренных с промывкой безглинистыми буровыми растворами, содержащими в своем составе хлорид магния, должно производиться только магнезиальнофосфатным вяжущим, а в остальных случаях может использоваться обычный тампонажный цемент.

1.4.4. Утяжеленные безглинистые буровые растворы

Для бурения скважин в условиях, осложненных аномально высокими пластовыми давлениями (АВПД), а также для задавки скважин требуются утяжеленные буровые растворы. Получение утяжеленных безглинистых буровых растворов возможно двумя путями: утяжелением баритом, магнетитом или сидеритом структурированных безглинистых буровых растворов или утяжелением бесструктурных безглинистых растворов солями. Второй путь является наиболее перспективным, так как исключает содержание в растворе твердой фазы. Для утяжеления соли в пластовую воду или готовый буровой раствор вводят в сухом виде или в виде насыщенных водных растворов. Расход солей определяется требуемой величиной плотности бурового раствора (табл. 1.38).

Таблица 1 . 3 8

Расход солей для получения утяжеленных безглинистых буровых растворов на основе пластовых вод

Примечание: * – указанная плотность бурового раствора может быть получена только при утяжелении.

119

Расход реагентов на снижение показателя фильтрации утяжеленных безглинистых буровых растворов составляет КМЦ-600, тилозы, СМС В-805

иКССБ в количестве 0,6–0,7 и 4,0–6,0 масс. %, а ПАА и Аl2(SO4)3 0,1–0,3

и0,01 масс. % соответственно.

1.4.5. Влияние пластовых флюидов на показатели свойств безглинистых буровых растворов

Внедрение перспективных технологических процессов, в частности бурения при отрицательном перепаде давления «скважина – пласт», их равновесии и даже при минимальном положительном перепаде в зоне разрушения, требует создания специальных буровых растворов, устойчивых

кпопаданию пластовых флюидов.

Впорядке решения данной задачи изучено влияние нефти и пластовой воды на показатели свойств безглинистых буровых растворов на основе пластовых вод.

Методика оценки влияния пластовой воды на показатели свойств безглинистого бурового раствора была следующей. Готовили исходный безглинистый буровой раствор на основе пластовой или технической воды с содержанием (масс. %): ПАА – 0,1–0,3, FeCl3 (Аl2(SO4)3) – 0,01; замеряли

показатели свойств и вводили пластовую воду. После добавок в буровой раствор пластовой воды замеряли его показатели и сравнивали с исходными. Установлено, что эти растворы устойчивы к попаданию в них пластовой воды. Так, разбавление их на 100–220 % пластовой водой не приводит к существенным изменениям показателей свойств. Условная и динамическая вязкости в результате разбавления раствора несколько снижаются, а плотность и жесткость возрастают по мере увеличения концентрации пластовой воды в растворе.

Показатель фильтрации безглинистых буровых растворов, приготовленных на технической воде с обработкой ПАА и солями трехвалентных металлов, остается в доступных пределах даже при двукратном их разбавлении. При добавке минерализованной воды в исходный безглинистый раствор на основе технической воды вначале отмечается снижение показателя фильтрации, а затем некоторое его повышение. Снижение показателя фильтрации отмечается и при добавке пластовой воды в безглинистый буровой раствор на основе пластовых вод, особенно в пробах с повышенной начальной фильтрацией.

120