1349
.pdfводки скважин с невысокими пластовыми давлениями. Рецептура раствора включает (в расчете на 1 м3) 40–65 кг товарного ПАА, 50 кг бентонита, 0,5 кг неионогенного ПАВ шкопау, 885 л воды.
Раствор имеет следующие параметры: ρ = 1020–1030 кг/м3, УВ = 25 с, Ф = (5–8) · 10–6 м3, динамическое напряжение сдвига равно 5–7 Па, рН = 7, поверхностное натяжение фильтрата на границе с керосином составляет
0,004–0,005 н/м.
В [57] описана рецептура малоглинистого бурового раствора на основе иджеванского бентонита. Раствор состава: 7–8 % бентонита, 0,4 % Na2CО3, 0,15 % КМЦ и 7 % дизельного топлива – имел следующие показатели:
ρ= 1040–1060 кг/м3, УВ= 25 – 30 с, θ1/10 = 3,6–4,8/ 5,5–7,5 Па, Ф= (5–7) · 10–6 м3.
Внастоящее время в отечественной и зарубежной практике находят
применение малоглинистые растворы на основе биополимеров.
Так, ВНИИБТ разработана рецептура раствора на основе биополимера БП-1 [58]. В состав одной из рецептур входят бентонит (2 %), БП-1 (0,5 %), КСl (3 %), вода – остальное. В.И. Рябченко и др. предложено для получения малоглинистыхрастворовиспользоватьбиополимеркриптан.
Следует отметить, что все вышерассмотренные составы, за исключением приведенного в [56] и двух последних, имеют содержание глинопорошка не менее 7–9 %, что обусловливает довольно высокие реологические показатели растворов и, как следствие, обогащение твердой фазой в процессе бурения. При существующем состоянии средств очистки и обеспечении химическими реагентами-флокулянтами, если не предупредить, то снизить интенсивность наработки твердой фазы в буровом растворе возможно путем регулирования состава и показателей буровых растворов, в частности максимального снижения реологических и структурно-механических свойств. В данном направлении, по-видимому, наиболее перспективным является применение безглинистых буровых растворов.
1.2.3. Обзор исследований по составу и свойствам безглинистых буровых растворов для массового бурения и вскрытия продуктивных пластов
Классическим примером безглинистого раствора является техническая вода, которая в качестве бурового раствора широко применяется как при роторном, так и при турбинном бурении. Однако техническая вода как промывочная жидкость имеет и существенные недостатки. При вскрытии
61
61
глин, аргиллитов, алевролитов и солей с промывкой водой возникают осыпи, обвалы и размыв стенок скважины и связанные с ними нарушения устойчивости стенок стволов скважин. При вскрытии продуктивных пластов на технической воде происходит значительное снижение естественной проницаемости коллекторов за счет набухания глинистого цемента, приводящего к уменьшению эффективной пористости пласта, иногда до полной его закупорки, возможно образование устойчивых водонефтяных эмульсий и отфильтровывание в пласт большого количества воды. В связи с этим представляет интерес создание безглинистых буровых растворов, по своему положительному влиянию на показатели бурения не уступающих воде, но предупреждающих вышеуказанные осложнения.
Безглинистые буровые растворы, применяемые за рубежом, содержат в качестве регуляторов вязкости и показателя фильтрации такие органические реагенты, как льняной клей, оксиалкилированную камедь рожкового дерева, гуаровую смолу, пищевой крахмал и его многочисленные производные, а также различные полисахариды. Так, фирма Davis Oil при проводке 12 скважин применила безглинистый раствор на основе полимерного реагента дриспэк (Drispac). Регулирование вязкости и статических напряжений сдвига достигалось добавкой реагента флосел (Flosal). В состав раствора входили дриспэк – 0,3 %, флосел – 1 % и вода – остальное. Аналогичные безглинистые буровые растворы успешно были использованы
вСША при бурении глубоких скважин в бассейне Анадарко.
Вкачестве электролитов, предназначенных для подавления гидратации и набухания пород, слагающих стенки скважины, а также предот-
вращающих переход выбуренной породы в буровой раствор и одновременно его утяжеления, предложены соединения Са2+, Al3+, Cr3+, Na+, K+. Необходимо отметить, что, несмотря на многообразие предлагаемых ре-
цептур, применение данных систем затрудняется ввиду дефицитности и высокой стоимости предлагаемых реагентов-стабилизаторов, отсутствия в ряде случаев сведений о свойствах полимеров, зашифрованных под различными торговыми марками, а также сложности технологии приготовления. Так, Р. Клампитом [60] предложен безглинистый буровой раствор, в состав которого входят гидролизованный полиакриламид – 0,048–0,48 %, гидросульфат натрия – 0,13 %, бихромат натрия – 0,13 % и вода. Технология его приготовления сложна и включает гидролиз в условиях буровой полиакриламида, ввод в него гидросульфита натрия и после перемешивания в течение 10 секунд ввод другого реагента, что практически трудно выполнить в промысловых условиях. Химические реагенты, применяемые
62
для приготовления раствора, дороги и дефицитны, часть из них является сильными окислителями (бихроматы, манганаты, перманганаты), что требует повышенной осторожности в обращении с ними.
Наиболее простыми среди отечественных рецептур безглинистых буровых растворов являются необработанные рассолы различных солей. Следует отметить, что подобные системы не получили широкого распространения ввиду того, что высокая скорость фильтрации обусловливает большие потери раствора, при этом возможны осыпи и обвалы в глинистых отложенияхипопаданиебольшихобъемовфильтратавпродуктивныепласты.
При разработке безглинистых растворов исследователями большое внимание уделяется разработке составов с регулируемыми фильтрационными свойствами. Снижение показателя фильтрации в безглинистых растворах чаще всего достигается за счет комбинированной обработки несколькими химическими реагентами. Так, И.Ю. Харивым и др. [60] разработан безглинистый буровой раствор на водной основе, в состав которого входят 3–10 % КСl, 0,02–2,0 % полиакриламида, 3,0–4,0 % лигносульфатного реагентастабилизатора (например, КССБ, или ФХЛС, или окзила), 0,2–0,5 % КМЦ, 1–40 % смеси карбоната кальция и сульфата железа и 0,1–0,3 % щелочи. Для улучшения смазочных свойств вводят нефть, нефтепродукты, графит и различные ПАВ. Основными недостатками этого состава являются многокомпонентность, высокая начальная плотность, а также наличие твердой фазы (мела), что отрицательно отражается на работе долот и забойных двигателей. Использование мела обусловливает определенные организационные трудности, связанные с его перевозкой и хранением.
К.Л. Минхайровым, Б.А. Андресоном и др. [61] предложен безглинистый полимерный раствор с использованием ПАА, неионогенных ПАВ
(шкопау, ОП-10 и др.), технических солей (NaCl, KCl, FeCl3, ZnCl2 и др.).
Этими же авторами [74] предложен полимерный хлоркальциевый рас-
твор, содержащий 0,5 % ПАА, 40–50 % СаСl2 и воду, имеющий следующие показатели: ρ = 1260–1280 кг/м3, УВ500 = 19–22 с, Ф = (8–10) · 10–6 м3, рН = 7.
Повышенное содержание ПАА, обусловленное необходимостью регулирования показателя фильтрации, затрудняет очистку вышеуказанных составов от выбуренной породы, что приводит к увеличению плотности. По этой причине снижаются качество вскрытия продуктивных пластов, показатели работы долотизабойныхдвигателей.
В.П. Беловым и др. [62] предложен буровой раствор следующего состава: 1 % NaОН, 3 % картофельного крахмала, 7 % силиката натрия,
63
63
5 % сульфата алюминия с показателями свойств: ρ = 1050 кг/м3, УВ500 = 28 с, Ф = 17 · 10–6 м3, θ1/10 = 1,0 /1,2 Па, рН = 5–6. Авторами отмечается, что в процессе бурения происходит увеличение условной вязкости, структур-
но-механических показателей и плотности раствора [63]. Закономерно предположить, что увеличение вязкости и его плотности приведет к снижению показателей бурения, а также к ухудшению вскрытия продуктивных пластов. В то же время раствор отличается сложным составом, а для его обработки в больших количествах используется крахмал.
И.И. Белей и Е.А. Коновалов [64] разработали и испытали в промысловых условиях полимерный алюмоакриловый раствор состава: 0,7–1,0 % гипа-
на, 1,5–2,0 % Al2(SO4)3, 0,5–0,6 % Na2CO3 и 96,4–97,3 % воды. В результате взаимодействия растворов гипана и сульфата алюминия образуются полимерные комплексы, которые из-за низких значений рН среды (4,8–5,2) осаждаются. Повышение рН введением карбоната натрия приводит к образованию однородных растворов с удовлетворительными структурно-механическими свойствами. Как отмечают авторы, в промысловых условиях не удается получить буровой раствор со свойствами, проектируемыми в лабораторных условиях, несомненно, является его недостатком. С другой стороны, этот раствор обладаетслабымифлокулирующимисвойствами.
Довольно высокий расход химических реагентов, многокомпонентность и высокие структурно-механические показатели характерны для безглинистых растворов, описанных в [65–67], в связи с чем эти растворы не нашли широкого применения. Более перспективны безглинистые растворы, в состав которых входят флокулянты. В рецептурах Б.А. Андресона, К.Л. Минхайрова и др. роль флокулянта выполняет ПАА. В [68] предложен безглинистый раствор следующего состава: полимерная основа (КМЦ) – 7 %, структурообразователь (Вискозол СR-212) – 0,3 %, флокулянт (Floconit – E) – 0,1 % и вода со следующими показателями свойств: Ф = 18 · 10–6 м3, ηпл = 11 мПа·с, θ1/10 = 0,48 /1,44 Па, рН = 7. К недостаткам данного раствора следует отнести низкую очистную способность и высокие значения показателя фильтрации.
В [69] предложен буровой раствор, в состав которого входят эфиры целлюлозы ОЭЦ – 0,3–0,4 %, флокулянт – алкилсиликонат щелочного металла (ГКЖ-10 или ГКЖ-11) – 1,0–3,0 %, структурообразователь – соль трехвалентного хрома (КСr(SO4)2×12H2O) – 0,2–0,3 % и вода. Раствор имеет показатели свойств: Ф = (11,5–15) · 10–6 м3, ηпл = 8–35 мПа·с, τ0 = 1,8–16,5 Па,
θ1/10 = 4,1–30 /4,0–41,5 Па, рН = 11–12. К числу недостатков этого раствора
64
также следует отнести высокие значения показателей фильтрации. Высокие значения рН отрицательно влияют на стойкость бурильных труб из сплава Д16Т. Кроме того, получение этого раствора возможно только при отсутствии хлоркальциевой агрессии.
В отечественной практике бурения Г.Я. Дедусенко, М.И. Липкесом, В.И. Рябченко и др. предложены биополимерные буровые растворы. Их промышленное применение задерживается, поскольку биополимеры для нужд бурения отечественной промышленностью пока не выпускаются. В связи с этим практический интерес представляют экспериментальные работы по разработке способов получения промывочных растворов, имеющих свойства, близкие к свойствам растворов на основе биополимеров.
Из приведенного обзора следует, что основными направлениями совершенствования буровых растворов для массового бурения и вскрытия продуктивных пластов является создание безглинистых систем с регулируемой плотностью, предельно низкими значениями реологических показателей и высокой флокулирующей способностью. По составу эти системы должны быть минерализованными, а содержание солей в них должно быть таким же, как в пластовых водах продуктивных горизонтов. Наряду с массовым бурением и вскрытием продуктивных пластов, важной задачей является создание и совершенствование буровых растворов для бурения в соленосных отложениях. В связи с этим проведен анализ известных составов буровых растворов для бурения в солях.
1.2.4. Анализ рецептур буровых растворов, применяемых при бурении в хемогенных породах
Для бурения скважин через мощные толщи хемогенных пород предложены растворы, насыщенные солями, калийно-магниевые гидрогели и солегели. В случае применения соленасыщенных растворов не всегда обеспечивается целостность стволов скважин в солях, особенно в калийномагниевых, а также в терригенных отложениях.
О.К. Ангелопуло [70] предложен способ получения безглинистых растворов путем конденсации твердой фазы. Основным структурообразующим компонентом этих растворов являются микрокристаллы и аморфные ассоциации в незавершенной стадии их кристаллизации, синтезируемые в минерализованной среде путем специальной химической и гидротермальной обработок (солегели).
65
65
Разработаны способы получения гипсовых, силикатных и карбонатных солегелей. Структурирование этих систем происходит за счет взаимодействия кристаллов. О.К. Ангелопуло предложен метод снижения скорости роста кристаллов путем регулирования дисперсности, при котором ПАВ – замедлитель кристаллизации – добавляется в один из электролитов до его смешения с другим несовместимым электролитом.
По мнению авторов, солегели эффективны при вскрытии продуктивных пластов, глушении скважин или в качестве структурирующей основы при приготовлении естественных безглинистых утяжеленных суспензий. К недостаткам солегелей следует отнести определенную трудность их приготовления и регулирования свойств в условиях буровой. Кроме того, как отмечается, по мере смешивания исходных растворов вязкость и статистические напряжения сдвига вначале увеличиваются, а затем снижаются, так как в зависимости от соотношения объемов растворов темп роста кристаллов гипса различен. Кроме того, в процессе бурения происходит интенсивная наработка твердой фазы, в результате чего повышаются вязкость и структурные показатели этих растворов.
Разработана технология получения и способы химической обработки гидрогелей. Изучен механизм получения кристаллизационнокоагуляционной структуры гидрогелей, который состоит в следующем. При взаимодействии концентрированных рассолов MgCl2 (содержание ионов Mg2+ ≥ 10–15 кг/м3) с 2 % NaOH образуется смесь пятиокисного оксихлорида магния с бруситом и небольшим количеством трехокисного оксихлорида. При получении гидрогеля из разбавленного раствора MgCl2 (ионов Mg2+ < 10 кг/м3) оксихлориды не образуются, структурные и реологические параметры такой системы уменьшаются. Для поддержания в заданных пределах показателя фильтрации, структурномеханических и реологических свойств предложено их обрабатывать солестойкими химическими реагентами (крахмал, КМЦ с сульфонатами и др.). Для структурирования предложено использовать каустический магнезит, СаО, щелочную известь, приготовленную из асбеста и щелочи в соответствии 2:1.
Показано, что гидрогели обладают повышенными смазывающими свойствами, низкой коррозионной активностью по отношению к стальному инструменту; показатель фильтрации раствора не изменяется при разбуривании цементного камня и при попадании в него пластовых вод.
66
Исследованиями О.К. Ангелопуло также показано, что калийно-маг- ниевые растворы не только подавляют растворимость соленосных пород, но и предупреждают разупрочнение терригенных пород. Отмечается, что предел текучести галогенной толщи и переходной зоны при бурении их с промывкой гидрогелем магния оказался на 30–40 % выше, чем с промывкой нефтеэмульсионным раствором, насыщенным хлоридом натрия. Для замедления темпа увлажнения породы предложено в растворы КСl добавлять электролиты, снижающие подвижность молекул воды. К таким электролитам относятся MgCl2, MgSO4 и др.
О.К. Ангелопуло разработана технология получения солегелей из насыщенных растворов MgSO4 и СаCl2. Структурирование систем происходит за счет образования сульфата кальция. В качестве регуляторов кристалла выступают органические реагенты: крахмальный реагент, лигносульфонаты, КМЦ-500, гипан и нефтепродукты, которые одновременно снижают показатель фильтрации солегелей. Лучшее «регулирование дисперсности» достигается при введении органических реагентов в один из электролитов до его смешения с другим.
Метод «регулирования дисперсности», по мнению О.К. Ангелопуло, лучше осуществлять путем приготовления концентрированных солей-паст, так как разбавление паст, приготовленных таким образом, не сопровождается впоследствии существенным перераспределением частиц по размерам.
В [70] показана возможность получения безглинистого силикатного солегеля из 10%-го раствора силиката натрия в качестве осадителя, в котором используется насыщенный раствор СаCl2 (ρ = 1420 кг/м3). После обработки солегеля 20 % ССБ (50%-й концентрации) с пеногасителем раствор
обладает удовлетворительными показателями: УВ = 30 с, θ1/10 = 6,0 /6,6 Па, ηпл = 22 мПа · с, τ0 = 9,6 Па, Ф = 12 · 10–6 м3, рН = 6,3. Недостатком раствора являются повышенные значения реологических и структурно-механи-
ческих показателей свойств.
В [70] приведен состав карбонатного солегеля, полученного путем обработки рассола карналлита (ρ = 1250 кг/м3) насыщенным раствором Na2СO3. Для регулирования дисперсности в раствор карбоната натрия вводили 0,1 % сухой КССБ. Полученный солегель обрабатывали 1 % КССБ,
в результате чего он имел следующие показатели: ρ = 1210 кг/м3, УВ = 30 с,
ηпл = 31 мПа· с, θ1/10 = 4,2 /5,3 Па, τ0 = 5,8 Па, Ф= 12 · 10–6 м3, рН= 8,3.
М.М. Быстровым [72] разработаны химические реагенты НР, РИССАН, Б-10 и на их основе рецептуры и способы приготовления бу-
67
67
ровых растворов с гипсоконденсированной и гидроксидцинковой твердой фазой.
Анализом установлено, что приведенные составы гидрогелей и солегелей имеют определенные технологические недостатки: для регулирования их фильтрации и коркообразующих свойств требуется большой расход реа- гентов-понизителей фильтрации. Все растворы имеют повышенные реологические и структурно-механические показатели, что приводит к наработке в процессе бурения твердой фазы, и в результате повышается плотность. Это затрудняет их широкое применение.
Г.М. Толкачевым с сотрудниками разработан хлормагниево-фосфат- ный буровой раствор для бурения в солях в условиях Верхнекамского калийного месторождения [71]. Для структурирования этого раствора используют каустический магнезит, а в качестве стабилизатора вводят ортофосфорную кислоту (ρ = 1680 кг/м3) в количестве 0,5–4,0 % и крахмал до 1,0 %. Применение этого раствора позволяет предупредить размыв солей, но в терригенных отложениях осыпи и обвалы не исключаются. Практика применения хлормагниево-фосфатного бурового раствора, как и других безглинистых буровых растворов на основе гидрогеля магния, показывает, что при бурении глинистых отложений и солей выбуренный шлам остается в растворе, диспергируется и переходит в гидрогель. С целью предупреждения загрязнения раствора путем повышения его ингибирующих свойств нами [85] предложено гидрогель магния дополнительно обрабатывать калийсодержащей солью – хлор- калий-электролитом.
Известен еще ряд рецептур буровых растворов на основе хлорида магния. Так, в [73] предложено в раствор на основе хлорида магния вводить хлорид алюминия, предварительно смешанный с нефтью в соотношении 1:2. Введение хлорида алюминия с нефтью повышает активность конденсированной дисперсной фазы, что выражается в связывании свободной воды и уплотнении фильтрационной корки. Следует отметить, что и этой рецептуре присущи ранее приведенные недостатки гидрогелей.
На основании вышеизложенного можно заключить, что для повышения технико-экономических показателей при бурении в солях и переходных зонах необходимо создание бурового раствора, состоящего из минимального числа компонентов, обладающего высокими флокулирующими и предельно низкими реологическими и структурными свойствами.
68
К тому же к числу основных требований, предъявляемых к этим растворам, относится сохранение целостности стволов скважин как в соленосных, так и в терригенных отложениях.
1.2.5. Обзор исследований по составам жидкостей для вызова притока
Быстрое освоение скважин с получением потенциально возможных дебитов – одно их важных условий повышения эффективности геологоразведочных работ, совершенствования систем разработки нефтяных, газовых
игазоконденсатных месторождений.
Внефтепромысловой практике широкое применение нашли следующие способы вызова притока нефти или газа из пласта: замена утяжеленного глинистого раствора на раствор меньшей плотности, поршневание скважины, откачка глубинным насосом, продувка воздухом или газом под высоким
давлением, аэрация жидкости и др. [74].
Из существующих способов освоения скважин наиболее приемлемым является снижение противодавления на забой. Такой способ освоения скважин позволяет плавно создавать депрессию на продуктивный пласт при вызове из него притока.
На месторождениях Урало-Поволжья широко применяется способ освоения скважин компрессированием. При вызове притока из продуктивных пластов аэрацией с помощью компрессора отмечались случаи взрывов
вскважинах, нефть которых содержит серу или сероводород.
Впоследнее время в России и за рубежом промышленное внедрение получает способ вызова притока с использованием пен. Его применение обусловлено рядом преимуществ перед известными способами. Так, требуемая депрессия на пласт получается за счет изменения в широком диапазоне плотности пены, обеспечивается плавный выход притока, достигается снижение забойного давления за счет реализации упругой энергии пены при ее самоизливе из скважины, почти полностью исключается проникновение в пласт дополнительных количеств жидкости, обеспечивается очистка призабойной зоны от кольматирующих веществ за счет пептизирующего и моющего действия пен, предупреждается образование пирофорных соединений.
Известны способы освоения скважин, заключающиеся в закачке
вскважину после перфорации самоаэрирующейся смеси или закачке вод-
69
69
ного раствора ПАВ с последующей аэрацией компрессором или вводом газообразователей: карбоната аммония, мочевины и др. [88]. Эти способы имеют существенный недостаток – однократность использования компонентов смеси.
В.П. Васильев и др. [76] предложили для образования устойчивой пены, дисперсионной средой которой служит соленая (10 % NaCl) вода, использовать ДС-РАС и стабилизатор КМЦ-600 с концентрациями соответственно 1,5–2,0 и 0,5–1,0 %. Указывается, что электролиты повышают устойчивость пены, однако, в соответствии с [75], устойчивость пен с применением пенообразователя ДС-РАС и стабилизатора КМЦ-600 на основе минерализованной воды при T = 80 °С ниже, чем устойчивость пены из раствора ДС-РАС с добавкой КМЦ в дистиллированной воде при той же температуре. Анализом данной рецептуры установлено, что пена имеет сравнительно малые значения кратности и времени жизни.
По данным [80], при добавке 0,5 % ЭСЦ к 0,05%-му водному раствору сульфонола устойчивость пен увеличивается в 4–5 раз. Однако данная рецептура пен ввиду дефицитности ЭСЦ не нашла широкого применения и чаще всего в количестве стабилизатора используют КМЦ-600. В [78] описаны стабилизирующие свойства пенопорошка ПС-1 и ПКП, применяемых для пожаротушения, добавка их в морскую воду в количестве 0,1–0,5 % значительно увеличивает объем и устойчивость пены. В то же время оценить эффективность пен, получаемых с использованием пенопорошков ПКП и ПС-1, не представляется возможным, так как они не вышли из стадии лабораторных испытаний.
В[79] предложен новый пенообразователь ПБР-9, который эффективен только при отсутствии минерализации. В процессе приготовления пен на воде средней минерализации (до 100 г/л) хорошие результаты дает превоцел. Оптимальная добавка его составляет 1 %. В условиях высокой минерализации (300 г/л и более) надежную устойчивость двухфазных пен обеспечивает только сульфонол НП-3, оптимальная добавка которого, со-
гласно [91], равна 1,0–2,0 %.
Впрактике освоения скважин известен метод закачки самоаэрирующейся смеси. Сущность этого метода состоит в том, что в скважину одновременно закачивается меловая пульпа и концентрированная соляная кислота. Благодаря образованию углекислого газа объем продуктов реакции во много раз превышает объем закачиваемой смеси. Кислота и пульпа
70