ОГЛАВЛЕНИЕ

Введение

1. Технология стабилизированного бурового раствора

1.1. Приготовление пресного бурового раствора

1.2. Технология управления свойствами бурового раствора

Контрольные вопросы

Библиографический список

2. Технология ингибирующих буровых растворов.

2.1. Выбор состава ингибирующего бурового раствора.

2.1.1. Инструментальный метод.

2.1.2. Методика выбора комплекса мероприятий для предупреждения и ликвидации осложнений, связанных с нарушением устойчивости пород в процессе бурения.

2.2. Технология приготовления и управления свойствами ингибирующих буровых растворов.

2.2.1. Приготовление и утяжеление ингибирующих растворов.

2.2.2. Регулирование свойств ингибирующих буровых растворов

Контрольные вопросы.

Библиографический список.

3. Технология буровых растворов с низким содержанием твердой фазы.

3.1. Технология полимерных буровых растворов.

3.2. Технология буровых растворов с органической твердой фазой

3.2.1. Технология гуматно-кальциевого бурового раствора

3.2.2. Технология гельгуматного бурового раствора

3.3. Технология мицелярных буровых растворов.

3.3.1. Технология торфогумата.

3.3.2. Технология асбогумата.

Контрольные вопросы.

Библиографический список.

4. Технология соленасыщенных буровых растворов.

4.1. Соленасыщенные буровые растворы с диспергированной твердой фазой.

4.2. Буровые растворы с конденсированной твердой фазой.

4.2.1. Технология приготовления гидрогелевых растворов.

4.2.2. Технология приготовления солегеля.

Контрольные вопросы.

Библиографический список.

5. Технология буровых растворов на углеводородной основе.

5.1. Безводные углеводородные растворы.

5.1.1. Выбор исходных компонентов для приготовления безводных суспензий.

5.1.2. Технология приготовления и регулирования свойств.

5.2. Гидрофобно-эмульсионные растворы.

5.2.1. Требования к выбору состава ГЭР.

5.2.2. Приготовление и регулирование свойств ГЭР.

Контрольные вопросы.

Библиографический список.

6. Технология аэрированных жидкостей и пен.

6.1. Технологические особенности применения аэрированных жидкостей.

6.2. Технология применения пен.

Контрольные вопросы.

Библиографический список.

ВВЕДЕНИЕ

Технико-экономические показатели глубокого бурения во многом зависят от организации технологии промывки скважин, состава применяемых буровых растворов и их технологических свойств. Буровые растворы - многофункциональны, куда входят и предупреждение осложнений, и сохранение коллекторских свойств продуктивных пластов, и улучшение условий работы породоразрущающего инструмента на забое скважины. С неправильным выбором компонентного состава промывочной жидкости или ее свойств связаны очень многие аварийные ситуации, приводящие в некоторых случаях к ликвидации скважины.

Для правильного выбора типа раствора и его характеристики необходимо тщательно проанализировать геологические условия бурения (вещественный состав пород, коллекторские свойства, наличие сильно увлажненных глинистых пород, тектонических нарушений, агрессивных вод и тому подобное), опыт бурения на соседних скважинах или в аналогичных условиях, результаты лабораторных исследований. Так как практически невозможно приготовить буровой раствор, отвечающий всем требованиям одновременно, то необходимо выделить основные моменты, без которых невозможно успешное строительство скважины. Например, предупреждение осложнений или качественное вскрытие пласта и так далее. Во всех случаях необходимо стремиться получить наиболее оптимальный состав для данных условий бурения с учетом требований охраны окружавшей среды.

Технология буровых промывочных жидкостей включает все вопросы, связанные с приготовлением и управлением их свойствами в процессе углубления скважины и направленные на ее успешное заканчивание при минимальных расходах.

Текст лекций содержит сведения по технологии основных типов буровых растворов на водной и углеводородной основе, а также газообразных агентов, в конце каждого раздела даны контрольные вопросы, а также список литературы для самостоятельной работы студентов над материалом.

1. Технология стабилизированного бурового раствора

Стабилизированный буровой раствор используется в различных геологических условиях, за исключением вскрытия соленосных и подсолевых отложений и наиболее сложных случаев неустойчивости глинистых пород различной степени литификации

1.1. Приготовление пресного бурового раствора.

В общем случае процесс приготовления стабилизированного бурового раствора можно разделить на три отдельные операции.

- смешивание воды с глиноматериалами.

- стабилизация глинистой суспензии химическими реагентами.

- утяжеление стабилизированного бурового раствора.

Пресные буровые растворы могут содержать в зависимости от качества материалов до 36% глины и 50-75% утяжелителя. Для приготовления глинистой суспензии могут использоваться местные (комовые) глиноматериалы, немодифицированные и модифицированные реагентами (кальцинированной содой, метасом, реагентом М-14).

При использовании комовых материалов необходимо предварительно исследовать их свойства. Согласно ТУ 39-01-08-658-81 эти исследования включают в себя определение выхода раствора из 1 т глины и ее гранулометрического состава (в частности, содержание песка). Кроме этого методикой ВНИИКрнефти рекомендуется определять коллоидальность глины и ее обменный комплекс. Выход бурового раствора, коллоидальность и содержание обменных катионов влияют на качество глинистой суспензии, то есть, чем выше выход раствора и коллоидальность, а обменный комплекс представлен преимущественно натрием, тем лучше качество необработанного раствора при относительно низкой концентрации твердой фазы. Однако не надо забывать, что натриевая глина более чувствительна к изменению состава фильтрата бурового раствора, поэтому при вскрытии пластов, насыщенных минерализованной водой, или разбуривании цементного стакана в обработку, как правило, включается известкование.

Немодифицированные бентонитовые глинопорошки применяются для приготовления всех типов буровых растворов на водной основе. При этом содержание глинистой фазы колеблется от 6 до 20% (мас. к объему).

Модифицированные бентонитовые глинопорошки получают обработкой бентонита при помоле с кальцинированной содой (3-5%) и акриловыми полимерами метасом или М-14ВВ (0,2-0,3%). Такие порошки рекомендуют использовать в буровых растворах с низким содержанием твердой фазы. При этом содержание глины Г колеблется от 3,5-10% (в неутяжеленных растворах) до 2-8% (в утяжеленных системах). Для приготовления бурового раствора из модифицированных глинопорошков вода затворения обрабатывается кальцинированной (0,1-0,5%) или каустической (0,05-0,1%) содой.

В зависимости от химической обработки стабилизированные буровые растворы могут иметь специфические названия [1]:

- углещелочные или гуматные;

- полисахаридные;

- нефтеэмульсионные;

- лигносульфонатные и другие.

В гуматных растворах основной стабилизирующей добавкой является углещелочной реагент УЩР, то есть компонентный состав может выглядеть следующим образом:

- бентонитовый глинопорошок + ущр (1-4%) + вода;

- бентонитовый глинопорошок + УЩР + нитролигнин (0,1-0.2%)+ вода;

- бентонитовый глинопорошок + УЩР + хромпик (0.02-0,05%) + вода.

Соответственно в полисахаридных системах роль основного стабилизатора выполняют водорастворимые полисахариды. В основном, это карбоксилметилцеллюлоза КМЦ различных марок:

- бентонитовый глинопорошок + КМЦ (0,3-0.5) + фосфаты (0,05-0,15) + вода;

- бентонитовый глинопорошок + КМЦ + нитролигнин (0,1-0,2) + вода.

В лигносульфонатных системах в качестве стабилизатора используются такие реагенты, как сульфит спиртовая барда ССБ и ее производные.

При обработке бурового раствора химическими реагентами необходимо учитывать ряд факторов: совместимость с другими компонентами промывочной системы, эффективность, расход, возможность использования стандартного оборудования, порядок обработки. Например, при использовании таких реагентов, как нитролигнин, метас, М-14ВВ. необходимо предварительно приготовить водно-щелочной раствор и лишь после этого обрабатывать буровой раствор. При этом необходимо соблюдать следующие соотношения исходных веществ: 5% нитролигнина и 0,1-0,3% каустической соды; 5-8% реагента М-14ВВ и 1,2-1,5% щелочи в зависимости от рН исходного раствора; 5-10% метаса и 1-2% каустической соды. Исключение составляет совместная обработка УЩР и нитролигнина, а также высокое значение рН в обрабатываемом буровом растворе.

При использовании для обработки промывочных жидкостей высокомолекулярных реагентов линейного или слаборазветвленного строения (КМЦ, гипан и другие) необходимо удалить избыток твердой фазы. После чего наилучший эффект может быть получен при обработке бурового раствора реагентом в товарном виде. В противном случае эти реагенты (для предупреждения чрезмерного загустевания промывочной жидкости) необходимо применять водными растворами. Характеристика основных реагентов, технология их применения представлены в таблице 1.

Таблица 1.

Технология применения химических реагентов в стабилизированных пресных буровых растворах.

Название реагента	Обработка бурового раствора	Технология применения реагента.
1. Понизители фильтрации.
Углещелочной реагент, УЩР	В порошкообразном виде или водным раствором 13-15% при рН 9-9.5	Используется при избыточном содержании твёрдой фазы в относительно устойчивых породах при содержании хлорида натрия менее 3%. Вводится в циркулирующий буровой раствор в течение 1-2 циклов.
Карбоксил-метилцеллюлоза, КМЦ	Товарный или 5-8%-ный водный раствор при рН 6-9	В товарном виде используется при пониженном содержании твёрдой фазы. При повышенном содержании глинистой фазы применяется водным раствором. Для ускорения растворения реагента рекомендуется добавлять до 1 % сульфонола или эмультала. Требуется качественная очистка от выбуренной породы.
Гидролизованный полиакрилонитрил, гипан-1	Товарный вид при рН 8-9	Используется при содержании коллоидной фазы не более 5%. В буровой раствор вводится через гидросмеситель или непосредственно в желобную систему по циклу. В присутствии в фильтрате бурового раствора ионов кальция и магния необходима предварительная обработка его кальцинированной содой.
Конденсированная сульфитспиртовая барда, КССБ и КССБ-1	Товарный или 20-25% водный раствор при рН 9.5-10.5	Используется при разбуривании цементных стаканов, мостов, гипсов, ангидритов и диспергирующих глин. Буровой раствор обрабатывается КССБ по циклу совместно с пеногасителем (МАС-200, Т-80, триксан, сивушные масла, реагенты ПС, РС и другие) Не рекомендуется использовать в пресных растворах совместно с Гипаном, КМЦ и тому подобное (особенно в утяжелённых растворах). Если буровой раствор содержит в своём составе УЩР, то перед обработкой КССБ необходимо добавить кальцинированную соду и разбавить бентонитовой суспензией или осадить гуматы смесью извести и каустической соды (1:1) до рН=10
2. Понизители реологических свойств.
УЩР	5…10%-ный водный раствор	Используется при увеличении твёрдой фазы. Не рекомендуется применять диспергирующих глинистых породах. Эффективна совместная обработка с хроматами, полифосфатами, кальцинированной содой.
Окзил	5…10%-ный водный раствор совместно со щёлочью (рН=9-10)	Окзил и щёлочь эффективнее вводить раздельно. Буровой раствор обрабатывать реагентом в течение 1-2 циклов циркуляции при интенсивной очистке от выбуренной породы. Одновременно с окзилом добавлять пеногаситель. В качестве пеногасителя могут использоваться те же вещества и композиции, что и для КССБ.
Нитролигнин	5%-ный водно-щелочной раствор (рН=9-11)	Реагент используется при избыточном содержании твёрдой фазы. Рекомендуется подавать в раствор в процессе циркуляции в течение 1-2 циклов.
Триполифосфат натрия, ТПФН	5…10%-ный водный раствор при рН=8-9	Рекомендуется использовать для разовых обработок бурового раствора перед спуском обсадной колонны или геофизических приборов, а также совместно с УЩР, КМЦ и другими. Подача реагента осуществляется в циркулирующий раствор по циклу. Реагент – ограниченно термостоек (75о С).
Хромпик	5…10%-ный водный раствор при рН=9-11	Применяется для предупреждения температурной коагуляции или восстановления реологических характеристик при избыточном содержании глинистой фазы. Обязательным условием применения является предварительная обработка бурового раствора органическими стабилизаторами (УЩР, КМЦ и другими). Подача осуществляется равномерно в течение 2-х циклов. При резком снижении условной вязкости дополнительно ввести кальцинированную соду.
3.
Кальцинированная сода	Товарный продукт или 5…10%-ный водный раствор.	Используется для увеличения рН бурового раствора, снижения жесткости фильтрата, улучшения качества глинистой суспензии. Используется для снижения реологических характеристик при совместной обработке с УЩР.
Каустическая сода	5…10%-ный водный раствор	Используется в качестве осадителя ионов кальция и магния, для увеличения рН бурового раствора, улучшения качества глинистой суспензии и приготовления реагентов (нитролигнин, метас, М-14 и другие.) Вводится в желобную систему при циркуляции в течение 1-2 циклов.
Хлорид натрия	Товарный продукт, 20%-ный водный раствор.	Используется для усиления структурообразования в перестабилизированных растворах. При работе с кристаллической солью наблюдается резкое загустевание и пенообразование, поэтому предпочтительнее использовать водными растворами.

Для предупреждения нефтегазоводопроявлений, выбросов, вытекания и других осложнений необходимо увеличивать противодавление на стенки скважины. Для этого необходимо увеличивать плотность бурового раствора, то есть утяжелять его. Для приготовления промывочных жидкостей повышенной плотности используются добавки тонко размолотых порошков инертных тяжелых материалов - утяжелителей.

Все утяжелители делятся на 3 группы:

- материалы низкой плотности (плотность утяжелителя 2600-2900 кг/куб.м) - мел, известняк, мергель, доломит;

- материалы средней плотности (3500-5000 кг/куб.м) - сидерит, барит, магнетит, гематит;

- материалы повышенной плотности (6000-7000 кг/куб.м) - галенит, колошниковая пыль, железисто-мышьяковистые руды.

Основным показателем качества любого утяжелителя является его утяжеляющая способность, которая характеризуется максимальной плот­ностью бурового раствора при сохранении его оптимальных структур­но-механических, реологических и фильтрационных показателей при определенном содержании твердой фазы. В свою очередь, утяжеляющая спо­собность зависит от плотности материала, его гидрофильности, гранулометрического состава, содержания глинистой фазы в буровом раство­ре и технологии утяжеления.

Гранулометрический состав оценивают, в основном, коллои­дальностью утяжелителя, то есть содержанием в нем коллоидных час­тиц, которые снижают утяжеляющую способность материала.

Процесс утяжеления бурового раствора связан и с регулирова­нием соотношений между компонентами твердой фазы для сохранения реологических свойств. На основе результатов исследований [4] был сделан вывод, что каждому значению плотности бурового раствора соответствует вполне определенное содержание глинистой фазы. Поэто­му при увеличении плотности путем добавления в раствор утяжелителя должно быть уменьшено содержание в нем глинопорошка, то есть:

Г₂/Г₁ = (1),

где Г₁ и Г₂ - содержание глинопорошка в растворе до и после утяже­ления, объем.%;

и - плотность исходного и утяжеленного раствора.

В настоящее время разработано 3 способа утяжеления.

Первый способ заключается в том, что утяжеляется весь объем бурового раствора, находящийся в циркуляции, с одновременным вво­дом необходимого количества воды и химических реагентов для регули­рования реологических и фильтрационных характеристик. После этого избыток утяжеленного раствора перекачивают в запасные емкости или сбрасывают в отстойно-накопительный котлован.

При втором способе из циркуляционной системы в запасные емкос­ти или амбар предварительно удаляется определенный (расчетный) объем исходного раствора и утяжелению подвергается только раствор, находящийся в циркуляционной системе.

Третий способ предусматривает утяжеление по второму способу с одновременной регенерацией утяжелителя из отобранного объема исход­ного бурового раствора и возвращение его в виде пульпы в циркуля­цию. Этот способ эффективен, если исходный раствор имеет сравнительно высокую плотность (1500-1600 кг/куб.м) и содержит достаточ­ное количество утяжелителя. Обязательным условием к технологии утя­желения в этом случае является совместная работа установок для утя­желения буровых растворов и регенерации утяжелителя.

На выбор вещества в качестве утяжелителя, помимо химической инертности и плотности, влияет еще ряд факторов. Прежде всего тре­буется, чтобы это вещество имелось в больших количествах. Оно дол­жно легко измельчаться до необходимой дисперсности, быть сравни­тельно неабразивным, иметь умеренную стоимость и не причинять вре­да буровой бригаде и окружающей среде.

Наиболее широкое применение для повышения плотности бурового раствора в нашей стране и за рубежом получил баритовый утяжелитель. Барит фактически нерастворим в воде и не реагирует с другими компо­нентами бурового раствора. Добываемый вместе с баритом сульфат кальция должен быть удален из продукта в процессе обогащения и мо­дификации, так как он ухудшает качество пресного бурового раствора. Баритовую руду обогащают посредством мокрого помола в шаровых мельницах. Затем концентрат барита получают путем флотации, фильтрования и сушки. В буровых растворах баритовый утяжелитель ис­пользуется в виде концентрата плотностью 3800-4000 кг/куб.м (флота­ционный баритовый утяжелитель - КБ), который выпускается шести сор­тов, и модифицированного барита (УБПМ) плотностью 4050-4250 кг/куб.м. Модифицированный утяжелитель выпускается трех сортов в соответствии с ТУ 39-118-75.

Флотационный баритовый утяжелитель не полностью удовлетворяет требованиям технологии бурения, что связано с особенностями произ­водства и свойствами поверхности его частиц. Основные причины ухуд­шения свойств бурового раствора и направления обработки представле­ны в таблице 2.

Модификация флотационных утяжелителей осуществляется обработ­кой конденсированными фосфатами в процессе их производства. Меха­низм модифицирования заключается в прочном закреплении фосфатов на поверхности частиц и ее гидрофилизации; нейтрализации вредного влияния флотореагентов; связывании ионов кальция; уменьшении содер­жания фракции с размером частиц менее 2 мкм. Однако, опыт бурения показывает, что такая модификация утяжелителя все-таки уступает технологии производства барита, принятой в США. Эта технология включает в себя такой режим помола и сушки, при котором отходят вредные примеси и обеспечивается требуемый фракционный состав. Та­кой барит называется гравитационным, а его плотность составляет 4200-4500 кг/куб.м.

При использовании модифицированного баритового утяжелителя могут проявляться такие явления, как седиментация и вспенивание, поэтому рекомендации, приведённые в таблице 2. подойдут и в этом случае.

Таблица 2.

Технология использования баритового утяжелителя.

Изменение качества раствора	Причины изменения качества	Технологические приёмы, используемые для предупреждения ухудшения качества бурового раствора.
Аэрация и седиментационная неустойчивость (флокуляция барита) системы	Адсорбция на поверхн. флотореагентов и воздуха. Особенно при содержании барита 10-15% или в присутствии сульфонола и при обработке лигносульфанатами.	Гидрофилизировать поверхность барита путём приготовления пульпы при определённом соотношении компонентов (барит:вода или водные растворы реагентов^(УЩР, КМЦ, гипан и другие) = 15:1. Ограничить применение сульфонола, СМАДа и других ПАВ в нефтеэмульсионных растворах. Заменить сульфонол неионогенными ПАВ (ОП-7 или ОП-10) Исключить по возможности из обработки раствора лигносульфонатные реагенты (в основном это касается КССБ), заменив их нитролигнином, игетаном или лигносульфонатами с меньшим пенообразованием. Для предупреждения флокуляции барита в нефтеэмульсионных растворах использовать обработку дисолваном, ОЖК, деэмульгатором 4000. Для снижения интенсивности флокуляции барита в присутствии ионов кальция обработать буровой раствор кальцинированной содой, поташом, конденсированными фосфатами и другими реагентами, связывающими эти ионы.
Интенсивное повышение реологии раствора	Большое содержание коллоидных фракций или глинистой фазы.	Заменить флотационный барит другим утяжелителем (более высокой плотности или с меньшим содержанием коллоидной фазы). Ограничить реологические параметры исходного бурового раствора, то есть раствор должен обладать следующими свойствами: условная вязкость не должна превышать 50-60 с, СНС – 20 дПа. При высоких значениях этих параметров необходимо разбавить буровой раствор водой, провести интенсивную механическую очистку с последующей обработкой реагентом – стабилизатором.

^ - Концентрация УЩР (на сухое вещество) к массе барита сос­тавляет 0.1-0,5%; гипана, метаса или КМЦ - 0,02 - 0,1%.