4.9.2.2. Утяжеленные буровые растворы

Утяжеленные буровые растворы применяются при бурении скважин в отложениях, в том числе, продуктивных, с высоким пластовым давлением, а также в неустойчивых высокопластичных глинах, т.е. для предупреждения флюидопроявлений и сужений ствола скважины.

Утяжеляться могут любые структурированные промывочные жидкости.

4.9.2.3. Ингибированные промывочные жидкости

Общее назначение – бурение скважин в глинистых и глиносодержащих породах, которые теряют устойчивость и диспергируются при взаимодействии с дисперсионной средой обычных промывочных жидкостей на водной основе.

Основные разновидности ингибированных промывочных жидкостей: известковые, гипсоизвестковые, хлоркалиевые, гипсокалиевые, хлоркальциевые, малосиликатные, алюмокалиевые.

Обязательный компонент - реагенты-ингибиторы, замедляющие гидратацию, набухание и диспергирование глин.

Общими компонентами для всех перечисленных выше видов ингибированных промывочных жидкостей являются глина, вода, смазочные добавки, пеногасители (кроме малосиликатного).

Известковые промывочные жидкости

Назначение бурение в неустойчивых глинистых отложениях, склонных к осыпям, обвалам и набуханию.

Содержание Ca²⁺ в фильтрате 300…500 мг/л. Ввод Ca(OH)₂ в пределах от 2 до 25 кг/м³ в виде пушонки или известкового молока.

Двойной механизм ингибирования: перевод Na-глин в кальциевые, модифицирование поверхности глин (образование гидрокальциевых алюминатов и силикатов).

Недостатки: ограниченная солестойкость (до 5 % по NaCl), невысокая термостойкость – от 100 ºС (при высоких значениях рН) до 160 º С (при низких значениях рН), несовместимость с Na₂CO₃, Na₂PO₄, CaCO₃.

Гипсоизвестковые промывочные жидкости

Назначение: бурение в разрезах, содержащих набухающие, гидратирующие глины и аргиллиты; вскрытие заглинизированных продуктивных пластов при забойных температурах до 160–180 ºС (коэффициент восстановления проницаемости до 0,9).

Содержание Ca²⁺ в фильтрате 700 - 3000 мг/л. Ввод CaSO₄×2H₂O до 20–25 кг/м³.

Преимущества перед известковыми буровыми растворами: более высокая солеустойчивость и более высокий ингибирующий эффект.

Хлоркалиевые промывочные жидкости

Назначение: бурение в неустойчивых глинистых сланцах различного состава, вскрытие заглинизированных гранулярных продуктивных пластов (коэффициент восстановления проницаемости до 0,95).

Содержание реагентов-носителей К⁺: KCl – от 30 до 50 кг/м³; KOH – от 5 до 10 кг/м³.

Оптимальные значения рН = 9–10. Термостойкость от 100 до 200 ºС.

Преимущества перед кальциевыми буровыми растворами (носителями Ca²⁺): проще стабилизируются (нет разжижителей).

Недостатки – сложность проведения ГИС (УЭС < 0,2 Ом×м).

Гипсокалиевые промывочные жидкости

Назначение: разбуривание слабоустойчивых высококоллоидальных глин и глинистых пород преимущественно натриевого типа, вскрытие заглинизированных продуктивных пластов (коэффициент восстановления проницаемости 0,95–0,98).

Содержание ингибирующих добавок: KCl – от 10 до 30 кг/м³; CaSO₄×2H₂O – от 10 до 15 кг/м³; KOH – от 5 до 10 кг/м³.

Термостойкость до 160 ºС.

Преимущества перед хлоркалиевыми буровыми растворами: более высокое ингибирующее действие.

Недостатки – те же (трудности с интерпретацией результатов ГИС).

Хлоркальциевые промывочные жидкости

Назначение бурение в высокопластичных глинах, набухающих глинистых сланцах и неустойчивых аргиллитоподобных отложениях (в Ca-глинах ингибирующий эффект минимален). Изменение проницаемости пород приствольной зоны – незначительное.

Содержание реагентов-поставщиков ионов Ca²⁺: СaCl₂ (кристаллогидрат) – от 10 до 20 кг/м³; Ca(OH)₂ – от 3 до 5 кг/м³.

Недостатки: низкая термостойкость (100–120 ºС), несовместимость с Na₂CO₃, Na₂O×nSiO₂, УЩР, акриловыми полимерами, сульфонолом и др.

Малосиликатные промывочные жидкости

Назначение – повышение устойчивость стенок скважин при бурении в осыпающихся аргиллитах и глинистых сланцах.

Содержание жидкого стекла (натриевого или калиевого) – от 20 до 40 кг/м³.

Механизм ингибирующего действия: адсорбция на глинистых породах с образованием гидрогеля кремниевой кислоты, цементирующего стенки скважины.

Оптимальные значения рН от 8,5 до 9,5. Термостойкость до 200 ºС.

Недостатки: несовместимость с нефтью, низкий коэффициент восстановления проницаемости продуктивных пластов (не более 0,64).

Алюмокалиевые промывочные жидкости

Назначение – разбуривание аргиллитов, малоувлажненных и увлажненных высококоллоидальных глин.

Содержание реагентов-поставщиков К⁺: KАl(SO)₄ – от 3 до 5 кг/м³; KOH – от 1 до 3 кг/м³.

Двойной механизм ингибирования: К⁺ (см. хлоркалиевые буровые растворы); образование в растворе гидроокиси алюминия, которая адсорбируясь на стенках скважин и шламе, препятствует диспергированию глинистых пород.

Оптимальные значения рН – 8–9.

Недостатки – сложность проведения электрометрических работ.

Ниже приведено краткое описание современных систем ингибированных промывочных жидкостей.

Система DURATHERM («Дюратерм») разработана для бурения в условиях высоких давлений и температур (до 260 °С) (таблица 4.14). Обеспечивает высокое ингибирование глинистых пород. Содержит незначительное количество активной твердой фазы. Устойчива к загрязнению ионами кальция, а также в присутствии солей и кислых газов.

Таблица 4.14 Компонентный состав системы «Дюратерм»
Наименование	Функция / назначение	Типовая концентрация, кг/м3
XP-20	Разжижитель, понизитель фильтрации	43–57
THERMEX	Температурный стабилизатор, понизитель фильтрации	0–34,5
POLYPAC	Структурообразователь, понизитель фильтрации	1,5–5
LIME или GYP	Осаждение карбонатов, контроль рН	0–6
M-I GEL	Коркообразующий материал	3–28,5
NaOH	Контроль рН	1,5–4,5
RESINEX	Понизитель фильтрации при высоких температурах	0–17,5
M-I BAR	Утяжелитель (при необходимости)

Система SILDRIL («Силдрил») относится к промывочным жидкостям на основе высоких силикатов (таблица 4.16). При стоимости, сопоставимой с хлоркалиевыми промывочными жидкостями, система «Силдрил» имеет высокое удельное сопротивление, позволяющее проводить электрокаротаж в открытом стволе, и обладает более высокими экологическими показателями. Кроме того, силикатные растворы позволяют стабилизировать диспергирующиеся и осыпающиеся глинистые породы, где хлоркалиевые растворы малоэффективны. Система «Силдрил» заметно превосходит системы на основе гликолей по уровню ингибирования и обладают существенно меньшей стоимостью, сопоставима с ними по величине удельного сопротивления и несколько уступает по уровню показателя фильтрации и смазывающей способности (таблица 4.17).

Таблица 4.15 Значения показателей свойств неутяжеленной системы «Дюратерм» (API)
Плотность, кг/м3	1200–2160
Пластическая вязкость, мПа·с	15–35
Динамическое напряжение сдвига, фнт/100фт2	6–10
Напряжение при низкой скорости сдвига, фнт/100фт2	6–10
СНС 10 с, фнт/100фт2	1–5
СНС 10 мин., фнт/100фт2	2–10
рН	10,5–11,5

Таблица 4.16 Компонентный состав системы «Силдрил»
Наименование	Функция / назначение	Типовая концентрация
SILDRIL L	Ингибитор глин	6–8 % об.
SODA ASH	Контроль жесткости воды затворения	1,5–4,5 кг/м3
DUOVIS	Структурообразователь, ВНСС	1,5–6 кг/м3
POLYPAC (UL или ELV) или FLO-TROL	Понизитель фильтрации	3–12 кг/м3
KCl, NaCl, K2SO4, K2CO3 или ТПФК	Дополнительный ингибитор	5–20 % масс.
CaCO3	Кольматант и утяжелитель (при необходимости)

Таблица 4.17 Значения показателей свойств системы «Силдрил» (API):
Плотность, кг/м3	1050–1920
Пластическая вязкость, мПа·с	10–30
Динамическое напряжение сдвига, фнт/100фт2	20–50
СНС 10 с, фнт/100фт2	8–25
СНС 10 мин., фнт/100фт2	10–40
Показатель фильтрации, см3 / 30 мин	менее 10
рН	11–11,8

Система CALDRIL («Кэлдрил») – полимерная система на основе хлорида кальция. В системе «Кэлдрил» применяяется уникальный инкапсулирующий полимер CAL-CAP, который работает в тандеме с ингибирующей природой раствора хлорида кальция, предотвращая диспергирование глинистых частиц и их переход в промывочную жидкость (таблица 4.18).

Таблица 4.18 Компонентный состав системы «Кэлдрил»
Наименование	Функция / назначение	Типовая концентрация
CAL-CAP	Первичный ингибитор глинистых пород	6–9 кг/м3
LUBE-100, GLYDRIL MC	Дополнительные ингибиторы глинистых пород	1–3 % об.
POLY-SAFE	Контроль показателя фильтрации	3–6 кг/м3
DUO-VIS, FLO-VIS	Контроль реологических свойств, улучшение выноса шлама	0–6 кг/м3
MAG-OX	Контроль рН	1,5–6 кг/м3
CaCO3	Контроль показателя фильтрации	6–9 кг/м3
M-I BAR	Утяжелитель (при необходимости)

В качестве основы для системы «Кэлдрил» применяется раствор хлористого кальция плотностью 1080–1200 кг/м³, плотность промывочной жидкости может находиться в диапазоне от 1100 до 1738 кг/м³ (таблица 4.19)

Таблица 4.19 Значения показателей свойств системы «Кэлдрил» (API)
Плотность, кг/м3	1100–1738
Пластическая вязкость, мПа·с	8–25
Динамическое напряжение сдвига, фнт/100фт2	12–20
Показатель фильтрации, см3 / 30 мин	менее 9

Система ULTRADRIL («Ультрадрил») относится к высокоингибированным промывочным жидкостям на водной основе (таблица 4.20) и разработана в качестве альтернативы существующим растворам на углеводородной основе для бурения в активно гидратирующихся, осыпающихся глинистых породах в регионах со строгими экологическими ограничениями (таблица 4.21).

Таблица 4.20 Компонентный состав системы «Ультрадрил»
Наименование	Функция / назначение	Типовая концентрация, кг/м3
Солевой раствор - основа	Контроль давления, ингибитор глинистых пород
ULTRAHIB	Первичный ингибитор глинистых пород	30
ULTRACAP	Ингибитор диспергирования глинистых частиц	4,5
ULTRAFREE	Предотвращение сальникообразований, смазывающая добавка	30
POLYPAC UL, N Thermpac UL	Понизитель фильтрации (при необходимости)
DUOVIS	Cтруктурообразователь, улучшение выноса шлама (при необходимости)
M-I BAR	Утяжелитель (при необходимости)

Система K-MAG («Кей-МАГ») разработана для бурения в условиях, где требуется ингибирование глинистых пород, обеспечение стабильности стенок скважин и где по экологическим соображениям невозможно применение хлористого калия.

Таблица 4.21 Значения показателей свойств системы «Ультрадрил» (API)
Плотность, кг/м3	1100–1920
Пластическая вязкость, мПа·с	12–30
Динамическое напряжение сдвига, фнт/100фт2	10–35
СНС 10 с, фнт/100фт2	5–10
СНС 10 мин., фнт/100фт2	5–15
Показатель фильтрации, см3 / 30 мин	менее 10
рН	9–11

Источником ионов калия в системе «Кей-МАГ» служат реагенты на основе лигнита – К-17 и ХР-20, на основе ацетата калия К-52, а также гидроксид калия (таблица 4.22).

Экономическая эффективность системы снижается при увеличении концентрации хлорид-ионов более 15000 мг/л, требуется жесткий контроль за количеством и качеством твердой фазы.

Таблица 4.22 Компонентный состав системы «Кей-МАГ»
Наименование	Функция / назначение	Типовая концентрация, кг/м3
К-17 или XP-20	Разжижитель, источник ионов калия	23–29
К-52	Источник ионов калия	0–9
POLYPAC	Понизитель фильтрации, инкапсулатор	1,5–5
DUOVIS	ВНСС	1,5–4,5
M-I GEL (гидратированный)	Структурообразователь, понизитель фильтрации	14,5–43
КОН	Контроль рН, источник ионов калия	1,5–6
RESINEX	Понизитель фильтрации при высоких температурах	0–17,5
SHALE CHECK	Ингибитор глинистых пород	11,5–17,5
M-I BAR или FER-OX	Утяжелитель (при необходимости)

Таблица 4.23 Значения показателей свойств системы «Кей-МАГ» (API)
Плотность, кг/м3	1200–1910
Пластическая вязкость, мПа·с	8–32
Динамическое напряжение сдвига, фнт/100фт2	6–15
Напряжение при низкой скорости сдвига, фнт/100фт2	6–10
СНС 10 с, фнт/100фт2	1–5
СНС 10 мин., фнт/100фт2	1–10
Показатель фильтрации, см3 / 30 мин	менее 10
рН	9,5–10,5