Ингибированные буровые растворы

бурения скважин П.С. Чубик

Общими компонентами для всех перечисленных выше видов ингибированных буровых растворов являются следующие:
глина;
вода;
смазочные добавки;
пеногасители (кроме малосиликатного).

Лекция № 9

бурения скважин П.С. Чубик

Известковые буровые растворы
Назначение – бурение в неустойчивых глинистых отложениях, склонных к осыпям, обвалам и набуханию.
Содержание Ca2+ в фильтрате 300…500 мг/л. Ввод Ca(OH)2 2…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.

Лекция № 9

бурения скважин П.С. Чубик

Гипсоизвестковые буровые растворы
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;
более высокий ингибирующий эффект.

Лекция № 9

бурения скважин П.С. Чубик

Хлоркалиевые буровые растворы
Назначение: бурение в неустойчивых глинистых сланцах различного состава; вскрытие заглинизированных гранулярных продуктивных пластов (коэффициент восстановления проницаемости до 0,95).
Содержание реагентов-носителей К+: KCl - 30…50 кг/м3; KOH – 5…10 кг/м3.
Механизм ингибирования: катионы К+ проникают в межпакетное пространство монтмориллонита и предотвращают его гидратацию и набухание.
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).

Лекция № 9

бурения скважин П.С. Чубик

Гипсокалиевые буровые растворы
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 – 10…30 кг/м3; CaSO4⋅2H2O - 10…15 кг/м3; KOH – 5…10 кг/м3.
Термостойкость до 160 ºС.
Преимущества перед хлоркалиевыми буровыми растворами: более высокое ингибирующее действие.
Недостатки те же (трудности с интерпретацией результатов ГИС).

Лекция № 9

бурения скважин П.С. Чубик

Хлоркальциевые буровые растворы
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) – 10…20 кг/м3; Ca(OH)2 – 3…5 кг/м3.
Недостатки:
низкая термостойкость (100…120 ºС);
несовместимость с Na2CO3, Na2O⋅nSiO2, УЩР, акриловыми полимерами, сульфонолом и др.

Лекция № 9

бурения скважин П.С. Чубик

Малосиликатные буровые растворы
Назначение – повышение устойчивость стенок скважин при бурении в осыпающихся аргиллитах и глинистых сланцах.
Содержание жидкого стекла (натриевого или калиевого) – 20…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).

Лекция № 9

бурения скважин П.С. Чубик

Алюмокалиевые буровые растворы
Назначение – разбуривание аргиллитов, малоувлажненных и увлажненных высококоллоидальных глин.
Содержание реагентов – поставщиков К+: KАl(SO)4 – 3…5 кг/м3; KOH – 1…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.

Лекция № 9

бурения скважин П.С. Чубик

Назначение: бурение скважин в солевых отложениях, чередующихся с пропластками глин.
Состав:
солеустойчивая глина (палыгорскит, дружковская глина; местные, в том числе буровые глины);
вода, в том числе пластовая (минерализованная);
соль (до 300…400 кг/м3): при проходке однородных толщ галита – NaCl; при проходке калийно-магниевых солей - карналлит (KMgCl3⋅6H2O) или бишофит (MgCl2⋅6H2O);
стабилизаторы: при температуре < 100 °С – крахмал; до 140…160 °С - КМЦ (высоковязкая) или (крахмал : КМЦ : Na2CO3) = (2 : 1 : 1); до 160…180 °С – метас (М-14ВВ) + Na2CO3;
разжижители – ССБ (КССБ, ФХЛС);
смазочные добавки – нефть (СМАД-1).

Лекция № 9

4.2.1.4. Соленасыщенные буровые растворы

бурения скважин П.С. Чубик

Оптимальные значения рН - 8,5…9,5.
Коэффициент восстановления проницаемости 0,95, но с увеличением температуры фильтрация увеличивается и это может вызвать существенное обводнение продуктивного пласта и, как следствие, - длительный вызов притока.
Недостатки:
высокая коррозионная активность, особенно при наличии в составе бурового раствора калийно-магниевых или хлормагниевых солей;
экологическая вредность (все соленасыщенные буровые растворы экологически вредны и требуют утилизации).

Лекция № 9

бурения скважин П.С. Чубик

Впервые буровые растворы с конденсированной твердой фазой были разработаны в нашей стране группой сотрудников ныне Российского государственного университета нефти и газа под руководством О.К. Ангелопуло.
Конденсационный способ получения коллоидных растворов основан на образовании нерастворимых твердых частиц из сильно пересыщенных растворов различных электролитов (солей, щелочей).
К настоящему времени разработано около 20 рецептур буровых растворов с конденсированной твердой фазой, большинство из которых защищены патентами России, США, Польши. Однако в силу разных причин достаточно широкое практическое применение получил только гидрогель магния.

Лекция № 9

4.2.2. Буровые растворы с конденсированной твердой фазой

бурения скважин П.С. Чубик

Основой для приготовления гидрогеля магния служит рассол магнийсодержащих солей.
Варианты:
галит (NaCl) + бишофит (MgCl2⋅6H2O);
карналлит (KMgCl3⋅6H2O);
полиминеральная пластовая вода.
Общее содержание солей в рассоле до 300 кг/м3.
Содержание в рассоле ионов магния (Mg2+) – не < 10…15 кг/м3.
К сведению: в 1 т бишофита – 80…85 кг «ионов» магния;
в 1 т карналлита – 67…70 кг «ионов» магния.

Лекция № 9

бурения скважин П.С. Чубик

В исходный рассол магнийсодержащих солей вводят 15…20 кг/м3 NaOH или 20…40 кг/м3 Ca(OH)2 (в виде водных растворов 20…40 %-й концентрации).
В результате химической реакции обмена, протекающей в рассоле магнийсодержащих солей после обработки его щелочью, образуются микрокристаллы брусита – Mg(OH)2.
На определенной стадии перемешивания рассола с щелочью, когда СНС1 ≈ 20…30 дПа, в раствор вводят солестойкие реагенты - стабилизаторы (крахмал, КМЦ- 600 или 700 и КССБ-2), которые резко затормаживают рост кристаллов брусита и снижают показатель фильтрации бурового раствора.
В гидрогель магния могут вводиться смазочные добавки (нефть) и утяжелители.

Лекция № 9

бурения скважин П.С. Чубик

При обработке рассола щелочью в последнюю целесообразно вводить 2…3 % тонкодисперсных частиц мела (асбеста, низкосортной глины), которые в этом случае служат центрами кристаллизации (активированной затравкой) и позволяют снизить расход солей магния и щелочи.
Достоинства гидрогеля магния:
стоек к воздействию пластовых вод любой минерализации;
образует фильтрационные корки, полностью растворяющиеся в процессе кислотной обработки (сероводородная кислота);
при температуре до плюс 50 °С вообще не растворяет, а при более высокой – мало растворяет вскрываемые отложения солей.

Лекция № 9

бурения скважин П.С. Чубик

Растворы на углеводородной основе были разработаны в США в 1937 г. В нашей стране их начали применять в 1955 г. по инициативе профессора К.Ф. Жигача.
Дисперсионная среда РУО:
дизельное топливо;
нефть;
углеводородорастворимые ПАВ.
Дисперсная фаза РУО:
высокоокисленный битум;
гидроокись кальция (CaO);
глина, в том числе органобентонит;
барит (при необходимости утяжеления РУО);
небольшое количество эмульгированной воды.

Лекция № 9

4.2.3. Растворы на углеводородной основе (РУО)

бурения скважин П.С. Чубик

Первый отечественный РУО имел следующий состав:
дизельное топливо – 80 %;
высокоокисленный битум – 16 %;
окисленный парафин – 3 %;
каустическая сода (NaOH) – 1 %.
Несколько позже для структурирования РУО в него стали добавлять тонкоразмолотую негашеную известь – СаО. Такие растворы получили название известково-битумных растворов (ИБР).

Лекция № 9

бурения скважин П.С. Чубик

В настоящее время наиболее распространены ИБР- 2 и ИБР- 4.
Компонентный состав ИБР- 2:
дизельное топливо марки Л;
битум высокоокисленный;
известь негашеная;
бентонит (ПББ, ПБВ);
вода;
сульфонол НП-3;
СМАД-1;
эмультал;
барит.
Долевой состав ИБР- 2 (ИБР- 4) зависит от требуемой плотности раствора (от содержания в нем барита).

Лекция № 9

бурения скважин П.С. Чубик

РУО по сравнению с буровыми растворами на водной основе имеют целый ряд преимуществ:
обладают высокой стабильностью во времени (можно длительно хранить и многократно использовать);
инертны в отношении глин и солей;
обладают хорошими антикоррозионными и триботехническими свойствами (f = 0,14…0,22, тогда как у растворов на водной основе f = 0,2…0,4);
могут утяжеляться любыми стандартными утяжелителями;
обладают высокой термостойкостью (до 220…220 °С);
почти не фильтруются в проницаемые пласты, а их фильтрат не оказывает вредного влияния на продуктивные нефтяные горизонты, так как имеет общее сходство с пластовой нефтью.

Лекция № 9

бурения скважин П.С. Чубик

Недостатками, сдерживающими широкое применение РУО, являются:
высокая стоимость (200…625 $/м3) и дефицитность основных компонентов;
пожароопасность;
трудность очистки от шлама;
трудность проведения электрометрических работ;
экологическая вредность.
Основная область применения РУО: вскрытие продуктивных нефтяных пластов с низким пластовым давлением. Кроме этого, РУО применяют при бурении скважин в условиях высоких положительных и отрицательных (бурение во льдах) забойных температур, а также для проходки соленосных толщ и высокопластичных глинистых пород.

Лекция № 9

бурения скважин П.С. Чубик

ИЭР представляют собой гидрофобно - эмульсионно -суспензионные системы.
Дисперсионная среда ИЭР:
дизельное топливо марок «Л» или «З»;
разгазированная нефть (с температурой вспышки > 70 °С).
Дисперсная фаза ИЭР:
жидкая - минерализованная CaCl2 (NaCl, MgCl2) техническая или пластовая вода (содержание соли 180…240 кг/м3);
твердая - молотая негашеная известь (гидроокись кальция - СаО), глинопорошок (ПББ, ПБВ), железный купорос, хлорное железо, мел (утяжелитель), барит (утяжелитель).

Лекция № 9

4.2.4. Инвертные эмульсионные растворы (ИЭР)

бурения скважин П.С. Чубик

Для эмульгирования воды в углеводородной среде используют следующие ПАВ:
эмультал;
окисленный петролатум;
СМАД - 1;
украмин (или его аналог ИКБ - 2);
высокоокисленный битум;
АБДМ - хлорид.
ИЭР по свойствам и условиям применения близки к РУО, но выгодно отличаются от них тем, что содержат значительное количество воды, а следовательно существенно дешевле.
Соотношение водной и углеводородной фаз в ИЭР изменяется в диапазоне от 60 : 40 до 40 : 60. Содержание твердой фазы (без утяжелителя) составляет при этом 5…30 кг/м3.

Лекция № 9

бурения скважин П.С. Чубик

Различают несколько видов ИЭР:
ВИЭР (высококонцентрированный ИЭР);
ТИЭР (термостойкий ИЭР);
эмульжел (ИЭР, содержащий железный купорос);
ГЭР (гидрофобно-эмульсионный раствор).
Перечисленные виды ИЭР отличаются между собой номенклатурой используемых ПАВ и активных твердых веществ.
Рецептура ГЭР, кг/м3 (в качестве примера):
дизтопливо – 400…420;
украмин – 40;
техническая вода – 420;
CaCl2 (MgCl2) – 240;
мел – 40.

Лекция № 9

бурения скважин П.С. Чубик

Основным недостатком ИЭР (кроме общих недостатков с РУО) является их обратимость при повышенном содержании твердой фазы.
Оперативным показателем устойчивости ИЭР к фазовому обращению является величина глиноемкости, определяемая по количеству бентонитового глинопорошка (ПББ, ПБВ), которое может быть введено в ИЭР при перемешивании в течение 0,5 ч без снижения исходного значения электростабильности (U = 150…600 В).
Величина глиноемкости должна быть не ниже 22,5 % мас.

Лекция № 9

бурения скважин П.С. Чубик

К ГЖС относятся:
пены;
аэрированные промывочные жидкости (АПЖ).
Аэрацией называется процесс насыщения жидкости воздухом, реже другими газами. При этом газообразная фаза рассматривается как дисперсная, а жидкая – как непрерывная дисперсионная среда.
Объемное соотношение газообразной VГ и жидкой VЖ фаз называется степенью аэрации α = VГ / VЖ.
Для АПЖ α < 60, для пен α = 60…300.

Лекция № 9

4.2.5. Газожидкостные смеси (ГЖС)

бурения скважин П.С. Чубик

Способы приготовления АПЖ и пен:
Механический способ обеспечивает аэрацию жидкости с помощью компрессорных установок и специальных устройств - аэраторов (пеногенераторов).
Эжекционный способ. При этом способе жидкость аэрируется путем засасывания воздуха из атмосферы с помощью специальных эжекторных смесителей.
Химический способ обеспечивает вспенивание (аэрацию) жидкости при обработке ее ПАВ – пенообразователями и перемешивании.
Комбинированный способ сочетает механический (эжекционный) и химический способы аэрации.

Лекция № 9

бурения скважин П.С. Чубик

Комбинированный способ аэрации является самым распространенным и эффективным, так как в присутствии ПАВ-пенообразователей существенно улучшаются условия диспергирования газа и повышается стабильность (устойчивость) всей дисперсной системы.
Наиболее высокую пенообразующую способность имеют анионоактивные ПАВ, в частности, сульфонол, прогресс.
Оптимальные добавки ПАВ-пенообразователей составляют 0,1…0,4 % к объему жидкой фазы.
С экологических позиций необходимо использовать биологически нестойкие ПАВ, быстро разлагающиеся под воздействием солнца и бактерий (сульфонол НП-3, хлористый сульфонол и др.).

Лекция № 9

бурения скважин П.С. Чубик

Основным отличительным свойством АПЖ и пен является их низкая плотность. При атмосферном давлении плотность АПЖ может составлять 100…1000 кг/м3, пен – 50…100 кг/м3.
Низкая плотность АПЖ и пен обусловливает целый ряд преимуществ их перед буровыми растворами:
вследствие снижения давления на забой скважины увеличиваются механическая скорость бурения и проходка на долото;
появляется возможность бурения в зонах АНПД (Ка = 0,3..0,8 для АПЖ; Ка < 0,3 для пен), поглощающих буровой раствор;
уменьшается вредное воздействие на продуктивные горизонты с низким пластовым давлением.

Лекция № 9

бурения скважин П.С. Чубик

Другими отличительными особенностями, присущими, главным образом, пенам, являются:
Улучшение условий очистки забоя скважины от шлама в результате флотационного эффекта, заключающегося в способности частиц выбуренной породы прилипать к воздушным пузырькам и выноситься ими в затрубное пространство.
Высокая несущая способность потока, которая у пен в 7- 8 раз выше, чем у воды.
Низкая теплопроводность, что весьма важно при бурении скважин в ММП (слой пены, контактирующий с ММП, быстро замерзает и препятствует обрушению стенок скважин).
Возможность регулирования функциональных свойств в широком диапазоне путем изменения степени аэрации и состава пен.

Лекция № 9