1.2. Технология управления свойствами бурового раствора

Наиболее сложным процессом в технологии буровых растворов яв­ляется управление их технологическими свойствами в процессе углуб­ления. Как правило, изменение параметров системы происходит:

- при обогащении бурового раствора твердой фазой, особенно вы­соко дисперсной составляющей глинистого и карбонатного шлама;

- при вскрытии пластов, насыщенных минерализованной пластовой водой;

- в результате температурной коагуляции;

- при вскрытии соленосных отложений, разбуривании цементных мостов и стаканов (электролитная коагуляция);

- при снижении содержания химических реагентов в буровом рас­творе в результате адсорбции на стенках скважины и шламовых части­цах;

- при снижении эффективности химических реагентов в результа­те ферментативной деструкции.

При разработке технологических проектов и регламентов буровых растворов, как правило, ограничиваются составлением общих рекомен­даций по управлению качеством промывочных агентов. Эти рекоменда­ции могут быть представлены в виде таблицы (таблица 3.) или переч­ня реагентов и их расхода для вторичной обработки. Более подробные рекомендации составляются при внедрении принципиально новых буро­вых растворов, а также, когда осуществляется авторский надзор за выполнение проектных решений.

Таблица 3.

Химическая обработка пресного стабилизированного бурового раствора.

Направление изменения параметров.	Причины изменения параметров	Направления обработки бурового раствора.	Примечание.
Увеличение реологических характеристик	Наработка твёрдой фазы	Разбавление водой в сочетании с механической очисткой или обработка понизителями вязкости (табл. 1).	Даются сведения о средствах механической очистки, рекомендации по реагентам, примерный расход реагентов на 1м3 или на 1 м. проходки.
	Коагуляция при вскрытии сульфатных пород	Обработка промывочной жидкости водным растворам КССБ или обработка кальцинированной содой с последующем разбавлением её водным раствором реагента – стабилизатора.
	Термокоагуляция	Обработка раствора хромпиком или водным раствором ФХЛС, окзила.
Снижение реологических свойств	Попадание пластовых вод	Последовательная обработка кальцинированной содой, глинопорошком и стабилизатором.
	Деструкция полимерных реагентов	Увеличение рН обработкой известью или каустической содой, использование антиоксидантов.
Увеличение фильтрационных показателей	Адсорбция реагентов стабилизаторов.	Облагораживание свежеприготовленной порцией бурового раствора или дообработка реагентами, входящими в его состав.
	Повышение общей минерализации (по NaCl)	Обработка кальцинированной содой и КМЦ (гипан) или комбинированным реагентом КМЦ+КССБ.
Увеличение фильтрационных показателей	Сероводород (снижается рН, показания на H2S)	Обработка кальцинированной содой или каустиком, КМЦ (КМОЭЦ и другие полисахариды).
Увеличение плотности	Наработка твёрдой фазы	Механическая очистка с одновременным разбавлением водой или водными растворами понизителей вязкости.
Уменьшение плотности	Увеличение содержания газа (газопроявление) или вспенивание раствора.	Дегазатор, обработка пеногасителем (МАС-200, триксан и другие). Замена раствора на утяжеленный. Утяжеление дегазированного раствора.

Комплексная технология регулирования свойств была впервые предложена С.Ю.Жуховицким. В основу ее был положен принцип разбав­ления в координатах "предельное напряжение сдвига - условная вяз­кость" и введен "показатель коагуляции" (показатель коагуляционного структурообразования) П_к (Рис.1) [5] :

П_к = СНС₁ / УВ (2).

где CHC₁ - статическое напряжение сдвига, Па;

УВ - условная вязкость, с.

Для нормальных условий бурения 0.05 П_к 0.102.

Необходимость обработки бурового раствора диктуется измене­нием параметра П_к:

- если Пк > 0,102, то основной операцией является разжижение (обработка бурового раствора понизителями вязкости);

- если Пк < 0,05, то операцией является застудневание (обра­ботка бурового раствора реагентом - структурообразователем);

- если 0,05 Пк 0,102, но условная вязкость чрезмерно высо­ка, то требуется разбавление водой;

- если 0,05 Пк 0,102, но условная вязкость значительно меньше требуемой, то используется загущение (увеличение содержания глинопорошка).

Для осложненных условий величина Пк может иметь другие значе­ния в зависимости от состава бурового раствора, для чего потребует­ся провести дополнительные исследования.

Им же была сделана попытка связать управление фильтрационными и реологическими свойствами путем построения графиков в координа­тах "показатель фильтрации-условная вязкость", но количественной ин­терпретации этик графиков нет. Однако, они могут использоваться в процессе отработки рецептуры бурового раствора для выбора направле­ния химической обработки. На рис.2 показан пример использования та­ких графиков. Например, исследуется буровой раствор с параметрами Ф₁ (Ф -показатель фильтрации за 30 минут) и T₁ (Т - условная вяз­кость) (точка А). При разбавлении водой условная вязкость снижает­ся при одновременном увеличении показателя фильтрации (кривая раз­бавления), при добавлении глинистой фазы картина противоположная: вязкость растет, а показатель фильтрации снижается (кривая загущения). Допустим, что необходимо уменьшить показатель фильтрации до величины Ф при сохранении условной вязкости на уровне T₁. Этого можно добиться несколькими способами. Во-первых, обработать буро­вой раствор мицеллярным полиэлектролитом, например, УЩР (показа­тель фильтрации уменьшается до Ф₃, а вязкость до значения Т₃), а затем добавить коллоидную фазу (загущение), добиваясь при этом проектных значений основных корректирующих параметров. С другой стороны, буровой раствор может быть обработан КМЦ или акриловыми полимерами (показатель фильтрации уменьшается более интенсивно, чем в предыдущем случае Ф_2, а вязкость будет повышаться Т₂) с последую­щим разбавлением водой или обработка вышеназванными реагентами в сильно разбавленном виде. Сравнительный анализ материалоемкости этих способов, затрат времени на обработку, а также возможности бу­ровой установки позволит наметить наиболее эффективный путь.

В институте ВНИИКрнефть была предложена технология управления свойствами бурового раствора путем регулирования компонентного сос­тава с учетом того, что реологические и фильтрационные характеристики пресной системы однозначно определяются содержанием и активностью твёрдой фазы и химических реагентов.

При этом управляющими параметрами (таблица 4) являются:

V_N = 2V_Nскв

a₁ P = C_к а₂

П = С_рК_р /С_к

К = С_к / С_г 0,4

Где V_N – объём раствора в циркуляционной системе;

V_Nскв – текущий объём скважины;

С_г, С_к – содержание глины и коллоидной фазы в буровом растворе;

С_р, К_р – концентрация и коэффициент активности реагентов.

Таблица 4.

Методы управления свойствами буровых растворов.

Ограничения	Свойства раствора	Методы управления
Р > а2 n=nпроект. К 0,4 VN<2VNскв	Значения показателей структурно-механических свойств выше проектных. Фильтрация имеет проектные значения.	Разбавить раствор водой и обработать химическими реагентами. В утяжелённых растворах удалить избыток глины.
а1 Р а2 n=nпроект. К 0,4 VN=2VNскв	Показатели фильтрации выше проектных значений	Обработать буровой раствор реагентом – стабилизатором.
Р<а1 n=nпроект. К 0,4 VN=2VNскв	Значение реологических характеристик ниже проектных. Высокие значения показателя фильтрации и толстая фильтрационная корка. Раствор седимантационно неустойчив. Наблюдается выпадения утяжелителя.	Добавить в буровой раствор бентонитовый глинопорошок.
а1 Р а2 n=nпроект. K<0.4 VN=2VNскв	Высокая забойная фильтрация, но на выходе реологические и фильтрационные свойства близки к проектным	Очистка раствора от грубодисперсного шлама. В утяжелённых буровых растворах удалить часть твёрдой фазы или провести регенерацию утяжелителя из некоторого объёма и добавить глинопорошок. Заменить часть раствора химически обработанным свежеприготовлен. из бентонитового глинопорошка.
а1 Р а2 n=nпроект. K<0.4 VN<2VNскв	Реологические и фильтрационные свойства соответствуют проектным значениям.	Приготовить буровой раствор с заданными свойствами и ввести в циркуляцию.

Метод разбавления водой является самым простым и может ис­пользоваться практически во всех случаях кроме утяжеленных буровых растворов (для последних возможно только при условии V_N<2V_Nскв). При разбавлении водой вторым этапом является дообработка бурового рас­твора химическими реагентами.

Расход любого компонента (q_i) в единицу времени ( кг/мин.) оп­ределяется из уравнения [4]:

q_i = Q_цQ₁C_i / V (З),

где О_ц - пропускная способность циркуляционной системы, куб.м/ч;

Q₁ - объем бурового раствора, нарабатываемого в единицу време­ни из выбуренной породы, куб.м/мин;

C_i - требуемое содержание i-го компонента в буровом растворе, согласно рецептуре, кг/куб.м;

V - объем раствора в циркуляционной системе, куб.м.

Q₁ = V_м [ F Е k_п l (1+bt)100 / C_k] (4)

Здесь V_м - механическая скорость бурения, м/ч; F - площадь забоя скважины, м²; Е=(1-e/l00) - количество выбуренной породы, ос­тавшейся в буровом растворе; е - количество выбуренной породы, уда­ленной из раствора очистными устройствами, %; k_п - коэффициент кол­лоидальности горной породы; l - коэффициент, учитывающий влияние химических реагентов на коллоидальность глин; b - коэффициент, учи­тывавший влияние температуры на коллоидальность глин (до 130^oС - b=0,000715; 130 -160^oС - b=0,00267); t - температура.

При недостаточном содержании в буровом растворе коллоидной глинистой составляющей в него следует добавить бентонит, количест­во которого (Г_б в т.) можно определить по формуле:

Г_б = V(С₂ – С₁) / 100К (5).

где C₁ и С₂ - оптимальное и максимально допустимое содержание твер­дой фазы, % , - плотность глинопорошка, т/куб.м.

В результате неудовлетворительной работы очистных устройств в процессе углубления скважины буровой раствор насыщается частицами выбуренной породы. При этом компонентный состав изменяется как ко­личественно, так и качественно. Насыщение раствора неактивными частицами выбуренной породы приводит к повышению его показателя фильтрации и вероятному возникновению осложнений в скважине. В этом случае необходимо уменьшить в буровом растворе количество сравни­тельно неактивной твердой фазы путем его интенсивной механической очистки и ввода высококачественного бентонита. Если из бурового раствора невозможно удалить этот избыток, то часть его заменяется вновь приготовленным из бентонита.

КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ

1. В чем заключается технология приготовления пресного стабилизиро­ванного бурового раствора?

2. Объясните принципы регулирования технологических свойств бурово­го раствора.

3. Расскажите об особенностях утяжеления буровых растворов и приме­нения жидкостей повышенной плотности.

4. К каким последствиям может привести избыточное содержание актив­ной твердой фазы?

5. Как выбрать рациональный способ разжижения?

6. Каким образом и на какие параметры бурового раствора влияет вы­буренная порода, представленная карбонатами, галитом, ангидрита­ми или гипсами? Как изменяется качество раствора при разбуривании цементного стакана? Какие рекомендации можно дать для сохра­нения качества раствора в каждом конкретном случае?

7. Как выбрать наиболее эффективный способ регулирования фильтрационных свойств буровых растворов?

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

1. Булатов А.И.. Пеньков А.И., Проселков Ю.М. Справочник по промыв­ке скважин.-М.: Недра, 1984.- с.23-58.

2. Кистер Э. Г. Химическая обработка буровых растворов. - М.: Недра, 1972.- 520 с.

3. Роджерс В.Ф. Состав и свойства промывочных растворов. - Пер. с англ. М.: Недра, 1976.- 492с.

4. Резниченко И.Н. Приготовление, обработка и очистка буровых раст­воров. -М.: Недра, 1982. -230с.

5. Справочник инженера по бурению. T.1 /Под ред. В.И.Мищевича, Н.А.Сидорова. -М.: Недра, 1975.- с.380-400.