Содержание фк-2000 (фк-2000 Плюс) в буровом растворе составляет 0,5-2% в зависимости от типа раствора, его минерализации и условий бурения.

Для равномерной обработки бурового раствора используется в виде водного раствора 10-20%-ой концентрации. Технология приготовления водного раствора аналогична приготовлению других реагентов, время перемешивания 20-30 минут. ФК-2000 совместима со всеми рецептурами буровых растворов.

7.2.8. Сайпан - высокомолекулярный акриловый полимер (сополимер акриламида и натриевой соли акриловой кислоты),со степенью гидролиза порядка 70%.Представляет собой порошок белого цвета, хорошо растворимый в воде. Применяется для обработки бурового раствора как стабилизатор фильтрационных свойств, улучшает смазочные свойства раствора. Продукт производится в США. Приготовление водного раствора сайпана на буровой аналогично КМЦ из расчета получения 1%-го раствора. Термостойкость растворов, обработанного акриловыми полимерами порядка 200^оС.

7.2.9. НТФ - нитрилотриметилфосфоновая кислота. Представляет собой порошок белого цвета, эффективно снижает вязкость бурового раствора, хорошо растворяется в воде, оптимальная концентрация – 0,01-0,03% мас. от объема бурового раствора. Термостойкость НТФ – 200^оС . Не требует специального приготовления, но для более равномерной обработки бурового раствора рекомендуется использовать в виде водного раствора 1-10%-ой концентрации. Обычно используется в виде 1%-го раствора.

7.2.10. Atren-bio – многофункциональный бактерицид, используется для подавления сульфатвосстанавливающих и анаэробных бактерий, для предотвращения образования биогенного сероводорода и диоксида углерода в композициях на полимерной основе, как добавка к биополимерным буровым растворам для предотвращения биодеструкции биополимерных и крахмальных реагентов. Представляет собой прозрачную жидкость желтого цвета, рН 5,21,2.

7.2.11. Atren-antifoam – пеногаситель в буровых растворах, содержащих ПАВ, лигносульфонаты, смазочные добавки на жировой основе. Представляет собой вязкую текучую жидкость от бесцветного до светло-желтого цвета без механических примесей, рН 6,0-8,0, температура застывания не выше – 45^оС, легко смешивается с водой.

7.2.12. Гидроокись натрия (NaOH) - гранулированное или хлопьевидное вещество белого цвета, хорошо растворяется в воде, плотность 2,13 г/см³. В нашей стране выпускается также в виде бесцветной непрозрачной кристаллической массы плотностью 2,02 г/см³, хорошо растворима в воде. Может поставляться так же в виде водных растворов 40-47%-ой концентрации. Основное назначение – регулирование рН бурового раствора, кроме того может использоваться для снижения жесткости воды (обусловленной содержанием катионов кальция и магния), а также для приготовления некоторых щелочерастворимых реагентов (УЩР, нитролигнин и другие). При больших концентрациях в буровом растворе (0,5-0,8%) способна вызывать коагуляцию раствора, а за счет адсорбции на стенках скважины и выбуренной породе может привести к снижению устойчивости стенок скважины и ухудшению качества очистки бурового раствора. Обработку бурового раствора производят водным раствором NaOH 5-10%-ой концентрации. Растворение NaOH в воде происходит с выделением тепла.

Для приготовления водного раствора NaOH используется глиномешалка 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 NaOH за время 15-20 минут, доливается вода до требуемого объема и дополнительно перемешивается 10-15 минут.

7.2.13. Гидроокись калия (KOH) - применяется для регулирования рН ингибирующих калиевых растворов. В нашей стране техническая КОН выпускается в виде белой кристаллической массы плотностью 2,4 г/см³, хорошо растворимый в воде. Импортный продукт поставляется в виде белых гранул или хлопьев.

Приготовление водного раствора аналогично приготовлению раствора NaOH.

7.2.14. Триполифосфат натрия (ТПФН) – выпускается в виде порошка или стекловидного прозрачного вещества, может быть белого, желтого или зеленого цвета. Содержание основного вещества в техническом продукте 52-60%, содержание нерастворимых в воде веществ не более 0,10-0,15%. ТПФН медленно растворяется в воде, при подогреве до 40-50^оС растворение ускоряется. Применяется в качестве разжижителя бурового раствора при температурах не более 75^оС (при отсутствии в растворе ионов кальция), оптимальная область рН 8-9, рекомендуемые концентрации – до 0,25%. Для обработки бурового раствора обычно используется в виде водного раствора 5%-ой концентрации.

7.2.15. Оснопак (Osnopac) – высококачественная очищенная полианионная целлюлоза. Выпускается высоковязкая (марка В) и низковязкая (марка Н). Используется как стабилизирующий реагент в любых типах буровых растворов на водной основе (снижает фильтрацию и стабилизирует реологические характеристики раствора, при этом низковязкая целлюлоза меньше влияет на структурно-реологические свойства раствора. Реагент способствует повышению устойчивости стенок скважины, повышает термостойкость раствора, стабилен в диапазоне рН 6-14, эффективен при содержании NaCl и KCl до насыщения, обладает повышенной стойкостью к агрессии солей кальция и магния. Выпускается в виде порошкообразного или мелкозернистого материала от белого до кремового цвета рН 1%-го раствора в пределах 6-8, массовая доля влаги не более 10%.

Приготовление водного раствора аналогично приготовлению КМЦ.

7.2.16. 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.

Выпускается мраморная крошка различных марок: М-1, М-2, М-3 (ТУ 5716-005-49119346-01); ПММ-2, ПММ-1, ПММ-0,5 и ПММ-0,1 (ТУ 5716-006-49119346-01), ИККАРБ, УМС, поставляются импортные продукты Lo-Wate, Baracarb и др.

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

Мраморная крошка производится из мрамора, обладающего высокой стойкостью к механическому разрушению, поэтому он не диспергируется, в отличие 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%.

7.2.17. Барит – баритовый утяжелитель (BaSO₄), представляет собой порошко-образный продукт, предназначен для утяжеления буровых растворов. В соответствии с ОСТ 39-128-82 модифицированный баритовый утяжелитель УБПМ-1 имеет плотность не менее 4,20 г/см³, содержание воды не менее 2,0%.

7.2.18. 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.

Водные растворы биополимеров готовят медленным и равномерным добавлением их в воду через воронку со скоростью 20-30 минут на мешок, обычно из расчета 5 кг на 1 м³ технической воды (0,5%-ый раствор).

7.1.19. Хлористый калий – КСl (Potassium chloride) – белый зернистый порошок плотностью 1,99 г/см³, хорошо растворяется в воде, используется как источник ионов калия в буровом растворе. В нашей стране технический КСl выпускается в виде серовато-белого мелкокристаллического порошка или спрессованных гранул различных оттенков красно-бурого цвета, массовая доля КСl в техническом продукте составляет 90-95% в зависимости от сортности (ГОСТ 4568-95).

Раствор, обработанный хлористым калием, имеет более низкое значение рН, чем исходный, поэтому раствор дополнительно обрабатывается щелочью (КОН или NaOH).

В биополимерном растворе КСl выполняет функцию не только ингибитора набухания глинистых частиц, но препятствует бактериальному разложению биополимеров.

7.2.20. Reqlid – смазочная добавка для буровых растворов на водной основе. Представляет собой порошок от светло- до темно-желтого цвета, рН 1%-го водного раствора – 9-11, насыпная плотность 550-750 кг/м³. Reqlid обеспечивает раствору высокие смазочные, противоприхватные свойства, эффективна при вскрытии продуктивных пластов (по данным разработчика смазки), экологически взрыво- и пожаробезопасна, не гигроскопична и не слеживается при хранении.

Краткая характеристика применяемых реагентов и материалов приведена в таблице 7.1.

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

В настоящее время отечественной промышленностью выпускается ряд химических реагентов и материалов высокого качества, которые могут успешно применяться при строительстве скважин, в частности продукция ЗАО “Гамма-Хим”.

7.3 Обработка бурового раствора

При проходке интервала под направление и кондуктор разбуриваются неустойчивые глинистые отложения и рыхлые песчаники, поэтому буровой раствор должен обладать высокой выносящей способностью, хорошей смазочной способностью для предотвращения прихватов инструмента и обеспечивать сохранение устойчивости стенок скважины. Наличие в разрезе ММП предъявляет к раствору повышенные требования в части обеспечения устойчивости ствола скважины, снижения интенсивности кавернообразования.

Для решения этих задач используется буровой раствор с повышенной плотностью и структурно-реологическими характеристиками (табл.7.2) и невысоким значением показателя фильтрации, который желательно поддерживать на уровне 6 см³/30 минут, ниже, чем принято по технологии “Пурнефтегаз”.

При бурении многолетнемерзлых горных пород следует стремиться к максимальному ускорению всех работ, сокращению времени воздействия глинистого раствора на породу, снижению температуры бурового раствора. Химическая обработка раствора определяется указанными требованиями к раствору.

При бурении под направление и кондуктор используется глинистый раствор, наработанный на предыдущих скважинах. Буровой раствор закачивается в приемные емкости, где перемешивается буровыми насосами. Для получения параметров, указанных в регламенте, он обрабатывается химическими реагентами.

По первой рецептуре в качестве стабилизатора используется полиэтиленоксид, по второй – гипан (гивпан), в качестве смазочной добавки – ФК-2000 Плюс, кроме того, используются НТФ и NaOH (см. регламент).

Водный раствор ПЭО вводится во время циркуляции бурового раствора через приемную емкость буровых насосов в течение двух циклов циркуляции, водного раствора гипана (гивпана) – в течение трех циклов циркуляции, водного раствора смазки – одного цикла циркуляции, а водного раствора НТФ – двух-трех циклов циркуляции бурового раствора.

Бурение под промежуточную колонну производится с использованием раствора, оставшегося после бурения под кондуктор, который обрабатывается хим.реагентами, утяжеляется баритом до =1,21 г/см³. Для обработки бурового раствора применяются ГКЖ-10(11), (ввод водного раствора которого осуществляется в течение двух циклов циркуляции бурового раствора), НТФ, ФК-2000 Плюс и сайпан. Водный раствор сайпана вводится в буровой раствор в течение двух-трех циклов циркуляции.

В качестве утяжелителя применяется барит, который вводится в буровой раствор через ФСМ в течение 2-3 циклов циркуляции бурового раствора в скважине. Для выравнивания параметров утяжеленного бурового раствора он дополнительно перемешивается в течение 1-2 циклов циркуляции.

Буровой раствор, используемый для бурения под эксплуатационную колонну, должен обладать свойствами, позволяющими обеспечить безаварийную проводку скважины, высокие технико-экономические показатели бурения.

При бурении под эксплуатационную колонну используется калийхлор-биополимерный раствор, рецептура которого, расходы химреагентов и параметры предложены Заказчиком. Бурение под эксплуатационную колонну производится на растворе плотностью 1,10-1,11 г/см³.

Рецептура бурового раствора предусматривает применение в качестве стабилизаторов модифицированного крахмала (СКМ), полианионной целлюлозы (Оснопак). Ввод водного раствора этих реагентов производится аналогично КМЦ через приемную емкость буровых насосов в течение двух циклов циркуляции. Для создания требуемого значения рН раствора применяется КОН для регулирования структурных свойств раствора – ТПФН. В качестве смазочной добавки применяется Reqlid. Водный раствор ТПФН вводится аналогично другим реагентам, но в течение одного цикла циркуляции.

Использование смазки может вызывать незначительное пенообразование в буровом растворе, для его предотвращения применяется пеногаситель Atren-antifoam.

Биополимер Гаммаксан обеспечивает раствору особые реологические свойства; для предотвращения биодеструкции крахмальных реагентов и биополимера используется бактерицид Atren-bio, в качестве источника ионов калия в растворе применяется KCl.

Дополнительно в раствор вводится мраморная крошка (УМС) по технологии Заказчика.

Приготовление и обработка бурового раствора производится по технологии, принятой в ОАО “НК” Роснефть”-Пурнефтегаз”.

Для бурения под колонну-хвостовик используется биополимерный раствор, оставшийся после бурения под эксплуатационную колонну, плотность которого доводится с помощью оборудования очистки бурового раствора до 1,05 г/см³ и дообрабатывается химреагентами, предусмотренными регламентом.

В качестве смазочной добавки вместо Reqlid могут применяться другие экологически малоопасные смазки (как отечественные, так и импортные), если для них установлены токсикологические характеристики (ПДК, класс опасности) и отработана технология применения. Биополимерные растворы используются с целью повышения качества вскрытия продуктивных пластов, бурения горизонтальных интервалов, вместо указанной рецептуры могут применяться другие рецептуры, например, Flo-Pro.

После разбуривания цементного стакана пачка раствора, загрязненная цементом, сбрасывается в амбар.

Рецептуры обработки бурового раствора при разбуривании интервалов под кондуктор, промежуточную, эксплуатационную колонны и колонну-хвостовик предложены Заказчиком (см. задание), как и расходы реагентов и материалов.

Могут также использоваться и другие рецептуры бурового раствора при выполнении правил безопасности, если они малоопасны для окружающей природной среды, имеют отработанную технологию применения, эффективны для вскрытия продуктивных пластов, опробованы при бурении в аналогичных геолого-технических условиях.

7.4. Контроль параметров бурового раствора

Для измерения плотности раствора могут быть использованы плотномер электронный ПЭ-1; пикнометр; весы рычажные – плотномер ВРП-1;ареометр АГ-ЗПП. Определение условной вязкости раствора производится с помощью вискозиметра ВВ-1; определение реологических параметров – с помощью ротационных вискозиметров (ВИАМ), определение водоотдачи раствора – с помощью прибора ВМ-6 и фильтр-пресса ФЛР-1, а измерение водоотдачи раствора при повышенной температуре производится с помощью прибора УИВ-2М. Для измерения толщины глинистой корки используется линейка, содержания песка в растворе – отстойник ОМ-2, стабильности раствора – цилиндр стабильности ЦС-2 или стеклянный мерный цилиндр. Для определения содержания газа используется прибор ПГР-1 или ВГ-1М. Определение содержания твердой фазы и нефти в буровом растворе производится по методике, использованием соответствующих таблиц и метода выпаривания пробы раствора или с помощью установки ТФН-1М.

При необходимости определения содержания коллоидных частиц в буровом растворе используется методика, в основу которой положен экспресс-метод определения бентонита в буровом растворе по величине адсорбции метиленовой сини (М.С). Для измерения водородного показателя (рН) бурового раствора могут быть использованы индикаторная бумага и лабораторный рН-метр. Для определения смазочной способности бурового раствора рекомендует использование установки УСР-1.

Методы химического анализа фильтрата бурового раствора также приведены. Для контроля параметров бурового раствора могут быть использованы другие серийно выпускаемые приборы, в том числе импортные при условии корреляции их показаний с показаниями соответствующих отечественных приборов. Параметры буровых растворов должны соответствовать указанным в регламенте (см.табл. 7.2).

При работе с приборами и установками для определения параметров бурового раствора необходимо руководствоваться действующими правилами и инструкциями по их безопасному применению.

Особое внимание контролю показателей бурового раствора должно уделяться при бурении интервалов с большими зенитными углами, бурении горизонтальных интервалов.

Для контроля параметров биополимерного раствора могут использоваться следующие приборы: воронка Марша, вискозиметр Фэнна модель 34 или 35А, фильтр-пресс. Вискозиметр Брукфильда позволяет измерять вязкость раствора при низких скоростях сдвига (ВНСС), что необходимо для контроля и поддержания требуемой концентрации биополимера в растворе.

Для определения содержания иона хлора в фильтрате раствора, общей жесткости фильтрата используются методы химического анализа, показатель МБТ определяется с помощью метода адсорбции метиленовой сини.

Методы химического анализа регламентируются.

7.5 Очистка бурового раствора

Очистка бурового раствора осуществляется с использованием эффективного оборудования очистки фирмы Kem-Tron.

При бурении скважин с использованием амбара для сбора отходов бурения очистка неутяжеленного бурового раствора производится по следующей принципиальной схеме (рис. 7.1).

Буровой раствор после выхода из скважины (1) по линии R₁ поступает на вибросита (2), после очистки на которых попадает в емкость (3), откуда насосом (4) по линии R₂ подается для очистки на пескоотделитель (5), после чего по линии R₃ очищенный раствор поступает в емкость (6), из которой по линии R₄ насосом (7) подается для дальнейшей очистки на илоотделитель (8), после очистки на котором раствор по линии R₅ поступает в емкость (10) . Пульпа после пескоотделителя и илоотделителя попадает для дополнительного обезвоживания на вибросито (9), расположенное над емкостью (6). Для тонкой очистки раствор из емкости (10) насосом (12) подается на центрифугу (13) по линии (R₆), после чего раствор по линии R₇ возвращается в емкость (10). В скважину очищенный буровой раствор подается насосом (14) по линии R₈ из емкости (10). Шлам с вибросит, кек с центрифуги по линиям R₉-R₁₂ поступают в амбар с использованием шнекового конвейера (15).

Для дегазации бурового раствора при бурении интервалов с газопроявлениями в систему очистки бурового раствора включается дегазатор (16), в этом случае дегазированный раствор подается насосом (4) на пескоотделитель (5) из емкости 11.

Перечень используемого оборудования и интервалы его применения указаны в таблице 7.3.

Для очистки утяжеленного бурового раствора из схемы очистки исключаются гидроциклоны и центрифуга (см. табл. 7.3).

Очистка биополимерного раствора осуществляется под руководством специально обученного персонала. Наибольший вклад в очистку биополимерного раствора вносят вибросита.

На применение импортного оборудования Заказчиком должно быть получено разрешение Ростехнадзора России.

7.6. Требования безопасности при работе химическими реагентами

Работы по приготовлению и применению бурового раствора на основе рекомендуемых химических реагентов необходимо проводить в соответствии с действующими правилами безопасности при бурении скважин. Буровая бригада для работы с химическими реагентами должна быть обеспечена

специальной одеждой, резиновыми перчатками, очками, респираторами.

При работе с полимерами ПЭО, КМЦ, СКМ, сайпаном, ОСНОПАК, Гаммаксан не требуется особых мер предосторожности: при попадании на кожу или в глаза промыть водой. При рассыпании реагентов сначала следует их собрать, а затем промыть участок водой, так как они гигроскопичны и делают поверхность скользкой.

При работе с ГКЖ, Nа₂CO₃, гивпаном, NaОH, КОН соблюдать правила безопасности как со щелочными реагентами: применять спецодежду, очки. При попадании на кожу или в глаза промыть большим количеством воды, затем сделать примочки слабым раствором уксусной, лимонной или борной кислоты (при попадании на кожу).

KCl не оказывает действия на кожу, но попадая на кожные раны, ухудшает их заживление. Работа с сухим хлористым калием должна проводиться в респираторе, защитных герметичных очках, как и при работе с другими пылящими реагентами. При попадании KCl , СаCO₃ на кожу, в глаза, желудок – обильно промыть водой.

Работа с NaОH, КОН требует особой осторожности, так как является сильной щелочью и при попадании на кожу может вызывать химические ожоги, опасно попадание в глаза.

При попадании на кожу смазочной добавки Reqlid или ее водного раствора, протереть чистой тканью (ватой), затем промыть водой.

При попадании в глаза или на кожу ТПФН обильно промыть водой.

НТФ оказывает раздражающее действие на кожу. При попадании в глаза или на кожу обильно промыть водой.

Работа с пеногасителем Atren-antifoam и бактерицидом Atren-bio должна производиться в спецодежде с соблюдением общих правил безопасности.

При работе с пылящими порошкообразными реагентами (СаСО₃, глинопорошок, барит) пользоваться респиратором, очками (для защиты глаз и органов дыхания). Хранить химреагенты следует в сухих, проветриваемых помещениях вдали от открытого огня.

7.7. Расчет плотности бурового раствора по интервалам бурения

(все глубины – по вертикали)

Интервалы бурения под направление (0-60м), под кондуктор (60-450м), под промежуточную колонну (450-1100м), под эксплуатационную колонну (1100-2215м) и колонну-хвостовик (2215-2235 м) являются интервалами совместимых условий.

Для интервала от 0 до 1200 м гидростатическое давление, создаваемое столбом бурового раствора, должно превышать пластовое (поровое) на величину не менее 10%. Пластовое давление в этом интервале нормальное (коэффициент аномальности _а = 1,00) до 870м, К_а = 0,69 в интервале 870-970 м и К_а = 1,00 в интервале 970-1510 м).

Следовательно, плотность бурового раствора в рассматриваемом интервале должна быть не менее 1,10 г/см³ до глубины 870 м, 0,76 г/см³ в интервале 870-970м и 1,10 г/см³ в интервале 970-1200 м. При этом п.2.7.3.3. допускает превышение гидростатичного давления столба бурового раствора над пластовым давлением на 15 кгс/см². С целью обеспечения устойчивости стенок скважины предусмотрена плотность бурового раствора при бурении под направление и кондуктор – 1,16-1,18 г/см³, при бурении под промежуточную колонну – 1,21 г/см³.

Указанные плотности выбраны с учетом опыта бурения скважин в аналогичных геолого-технических условиях (ОАО “Роснефть-Пурнефтегаз”).

В интервале от 1200 до проектной глубины скважины превышение должно составлять не менее 5%, но не более 25-30 кгс/см². Пластовое давление в этом интервале нормальное К_а = 1,00 до глубины 1510 м и К_а = 0,93 в интервале 1510-1905м и К_а=1,0 в интервале 1905-2235 м. Следовательно, при бурении под эксплуатационную колонну в интервале 1200-2215м плотность бурового раствора должна быть не менее 1,05 г/см³. Проектом принята плотность 1,10-1,11 г/см³ при бурении под эксплуатационную колонну.

При бурении под колонну-хвостовик плотность бурового раствора должна быть не менее 1,05 г/см³, максимально допустимая плотность раствора для пласта 2БП₂ – 1,13 г/см³. Проектом принята плотность 1,05 г/см³ для бурения в интервале 2215-2235 м.

При бурении из-под кондуктора, исходя из физико-механических характеристик пород и технологических условий бурения, выделены интервалы: 450-1100 м; 1100-1700 м; 1700-2215 м. Плотность бурового раствора в указанных интервалах выбрана с учетом конкретных горно-геологических условий и опыта ведения буровых работ на месторождении и регионе в целом, а также требований павил безопасности.

Репрессия на стенки скважины ограничивается.

Рекомендуемые параметры бурового раствора по интервалам бурения приведены в таблице 7.2.

Таблица 7.1