Рецептура II
Глинопорошок бентонітовий ................................................. 70
ТПФН ....................................................................................... 25
Натрієве мило кубових залишків СЖК (емульгатор) .......... 3О
Нафта або дизпальне ................................................................ 15
ПАР (неонол АФ9-12, совенол) ............................................. З
КМЦ-600 (тілоза) ..................................................................... 3
КССБ .........................................................................................50
Хлорид кальцію (СаС12)........................................................... 3
Вода ........................................................................................... решта
У випадку одержання нафтоемульсійного розчину на основі глинистого розчину останній розбавляють водою до необхідної густини і умовної в'язкості 20—40 с.
При потребі підвищення густини необхідну кількість обважнювача додають на кінцевому етапі його приготування.
Для регулювання параметрів нафтоемульсійних розчинів застосовують компоненти з наведених вище рецептур.
Нафтоемульсійні розчини з добавкою спеціальних емульгаторів є перспективними для досягнення високих техніко-економічних показників буріння та забезпечення належних темпів підвищення видобутку нафти, газу і газового конденсату.
Розчини на нафтовій основі (РНО)
РНО застосовують головним чином для буріння в нестійких розрізах та для попередження забруднення продуктивних пластів, яке веде до зменшення продуктивності свердловин.
Їх застосування економічно ефективне при:
• бурінні в глинистих сланцях;
• бурінні глибоких свердловин при високій температурі;
• розкритті продуктивних пластів, відборі керна зі збереженням фільтраційних властивостей та вмісту пластового флюїду;
• бурінні солей NaCl, ангідритових та карналітових соляних відкладів;
• бурінні похило-скерованих стовбурів та стовбурів малого діаметра;
• бурінні в пластах, які містять сірководень та вуглекислий газ;
• використанні для перфорації та для закінчування свердловин;
• використанні як спеціальних ванн для ліквідації прихватів бурильних колон;
• підземному або капітальному ремонті свердловин тощо.
Дисперсійним середовищем розчинів на нафтовій основі (РНО) є нафта або нафтопродукти — дизельне пальне, солярове масло та ін.
Сира нафта використовувалася для розкриття пластів задовго до того, як були розроблені сучасні бурові РНО.
Застосування сирої нафти як бурового розчину має ряд недоліків:
• нафта не має гелеподібної структури і не обважнюється; її густина і в'язкість обмежені;
• фільтрація є великою.
• сира нафта часто містить легкі фракції, що через імовірність спалахування створює небезпеку пожежі;
• при високій концентрації ароматичних сполук нафта може роз'їдати гумові деталі бурового обладнання.
До РНО належать також інвертні емульсії. Серед РНО в Україні і за кордоном набули поширення так звані вапняно-бітумні розчини (ВБР).
Вапняно-бітумний розчин
► Вапняно-бітумний розчин (ВБР) застосовують під час:
• розбурювання глинистих порід, які легко набухають і схильні до обвалювання;
• розбурювання соленосних відкладів, що представлені високорозчинними солями полівалентних металів;
• розкриття продуктивних пластів.
ВБР належить до розчинів спеціального призначення.
Вапняно-бітумний розчин — це РНО, дисперсійним середовищем у якому є дизельне пальне або нафта, а дисперсною фазою — високоокислений бітум, оксид кальцію, барит і невелика кількість води, потрібної для гашення вапна.
Високоокислений бітум виконує функції колоїдної дисперсної фази, подібно до глини у РНО, а також сприяє утворенню зв'язано-дисперсної системи. Для звичайних бітумів такі властивості не характерні. Вони розчиняються у дизпальному до молекулярних розмірів і утворюють істинні розчини.
Для досягнення розчинення бітуму з утворенням частинок колоїдних розмірів його окислюють киснем повітря. У результаті цього він набуває високої твердості і крихкості, його температура розм'якшення становить 150.—160°С. Оптимальне співвідношення між асфальтенами і смолами у високоокисленому бітумі має бути 2,5:1.
Іноді замість високоокисленого бітуму як структуроутворювача і обмежувача фільтрації застосовують органофільні глини.
► Приготування та хімічна обробка. Щоб приготувати ВБР, використовують негашене вапно (СаО) з активністю не менше 50%. Воно сприяє регулюванню структурно-механічних властивостей і підвищенню термостабільності ВБР.
Оптимальне співвідношення вапна і бітуму має бути від 1:1 до 1:2.
Компонентом ВБР є також сульфонал — ПАР аніонного типу. В даному випадку його застосовують для гідрофобізацїї твердої фази і регулювання структурно-механічних властивостей розчину. З цією метою як гідрофобізатор твердої фази і як загущувач нафти чи дизпального застосовують також СМАД.
Треба зауважити, що фільтрація ВБР нульова або близька до нульової, а вміст води не перевищує 2—3%. ВБР є практично безводним РНО. Вміст компонентів, необхідних для приготування 1 м3 ВБР з різною густиною, наведено в таблиці 6.12.
Таблиця 6.12 − Склад вапняно-бітумних розчинів
| Компонент | Густина ВБР, кг/м3 | |||||||||||
| Вміст компонентів (кг/м3 розчину) | ||||||||||||
| Дизельне пальне марки ДЛ | ||||||||||||
| Бітум з температурою розм'якшення 120 — 155°С | ||||||||||||
| Вапно негашене (СаО) | ||||||||||||
| Вода* | ||||||||||||
| Сульфонол НП-3 абоНП-1 | . 22 | |||||||||||
| Барит з во- логістю менше 2% |
* Маса води наведена з розрахунку 60-процентної активності вапна.
Інвертні емульсії
Існують два види емульсії:
• «нафта у воді» — краплини нафти рівномірно розподілені у водній фазі. Власне термін «нафтоемульсійний розчин» застосовується лише для характеристики системи «нафта у воді»;
• «вода у нафті» — краплі води розподілені в нафтовій фазі.
Тут нафта є зовнішньою фазою, тоді як вода є внутрішньою фазою. Ці емульсії називають інвертними. Такі емульсійні системи можуть містити до 50% води в об'ємі. Чим більше води в емульсії, тим більша ймовірність коалесценції крапель води. За умови, що всі краплі є однаковими, система з меншим вмістом води буде стабільнішою, а відстань між краплями — більшою, що зменшує можливість коалесценції. При зменшенні розмірів крапель води істотно збільшується площа контакту води і нафти.
► Приготування та хімічна обробка. Для утворення емульсії «вода у нафті» необхідно використати достатню кількість хімічного емульгатора для утворення навколо кожної краплі води захисної плівки. Якщо ж кількість емульгатора буде недостатньою, то емульсія буде нестабільною. З точки зору стабільності емульсії, чим меншим є розмір крапель, тим емульсія є стабільнішою, тому що більш крупні краплі легше коалесцують, ніж менші. Стабільний розмір крапель теж робить емульсію стабільнішою. Розмір крапель також впливає на в'язкість розчину та міцність гелю. Для отримання дрібнихкрапель однакового розміру необхідно затратити певну кількість енергії. Це досягається шляхом механічного перемішування в змішувачах, струминних апаратах (диспергаторах) або у відцентрових насосах.
Добавка води або нафти впливає також на в'язкість. Нафта зменшує в'язкість, а вода її збільшує.
Тому для контролю в'язкості, міцності гелю необхідно підтримувати певний баланс нафти та води. Додавання у водно-нафтову емульсію твердих речовин може мати як позитивний, так і негативний ефект залежно від характеру їх змочуваності.
Системи на основі нафти містять певні ПАР, які змінюють змочуваність твердої речовини рідиною. Ці речовини, якщо їх багато, будуть викликати переважно змочування твердої речовини нафтою, що й потрібно підтримувати в РНО.
Ті самі частинки твердої речовини, які будуть переважно або повністю змочені водою, почнуть збиратися в грудки і випадати з суспензії в осад. Добавка змочувальних агентів змінює умови змочування, викликає диспергування грудок та утворення дрібніших частинок, які не будуть повністю випадати з суспензії, а перебуватимуть переважно в змоченому нафтою стані, і тому утворення грудок відбуватися не буде.
Вимір кута змочування є дуже складним і на практиці не здійснюється.
При бурінні частинки твердого тіла (шлам) усмоктують в себе частину нафти. Вони більше сприяють утворенню емульсії «нафта у воді», ніж «вода у нафті», і оскільки продукти буріння виявляють негативний вплив на стабільність розчину, то необхідно, щоб їх у розчині було якомога менше, тобто треба забезпечити ретельну очистку розчину від вибуреної породи.
Іншим методом зменшення зволоження частинок породи є використання електролітів (СаС12і NaCl) для диспергування глини.
► При застосуванні РНО необхідно, щоб:
• пластична в'язкість підтримувалася на мінімальному рівні, бо якщо виявляється тенденція до зростання пластичної в'язкості, це свідчить про збільшення в розчині твердої фази;
• міцність гелю підтримувала тиксотропію, достатню для утримання обважнюючого матеріалу у зваженому стані, тобто забезпечувала необхідну несучу здатність;
• границя текучості зводила до мінімуму втрату тиску, дозволяла оптимізувати роботу долота;
• кількість твердої речовини підтримувалася на мінімальному рівні, хоч це не завжди вдається.
Особливу увагу треба звертати на ознаки змочування шламу водою. Необхідно негайно вживати заходів, щоб цього не сталося, бо інакше наслідки можуть бути катастрофічними.
Для запобігання змочування водою розбурених порід концентрації реагентів мають бути збільшеними.
Сьогодні нема доступного експрес-методу контролю цього явища.
Сучасна методика полягає в спостереженні за різними параметрами, а саме:
• частинки, переважно змочені нафтою, повинні бути міцними та мати кутасту форму, а частинки, змочені водою, — мати м'яку згладжену кутастість (вони схильні до коалесценції та прилипання);
• змочені водою частинки мають властивість прилипати до металевих частин, особливо до внутрішніх поверхонь бурильних та обважнених бурильних труб (ОБТ), а це вже веде до підвищення тиску помпування розчину при його циркуляції в свердловині;
• при розбурюванні алевролітів, лігнітів, соляних відкладів чи вапняків питома площа їх поверхонь значно збільшується.
► Увагу треба звертати також на наступні ознаки:
• поверхня добре емульгованого емульсійного розчину повинна нагадувати дзеркало;
• поява води в фільтраті при високих тисках і температурах є ознакою втрати стабільності;
• не можна допускати-перенасичення розсолу, наприклад, ваговий відсотковий вміст хлориду кальцію ніколи не повинен перевищувати 58%, тому що не розчинені кристали солі утворюють велику площу дотику, і в цьому випадку треба негайно вводити змочувальний агент;
• якщо на клаптик червоної тканини нанести емульсійний розчин і цей розчин залишиться на поверхні, це означає, що частинки породи змочені водою, а якщо розчин просочиться, залишаючи по собі лише темну пляму, це означає, що частинки породи змочені нафтою.
Важливо контролювати лужність за параметром Рт. У звичайній стабільній системі він має підтримуватися від 2,5 см3 і вище 10-процентної нормальної сірчаної кислоти.
Спеціальні види розчинів і агентів для промивання свердловин
Газоподібні агенти
Газоподібні агенти використовують при бурінні свердловин на родовищах:
• де продуктивні горизонти представлені породами з низькими колекторськими властивостями (пористістю та проникністю);
• при низьких пластових тисках;
• де єсухі розрізи і буріння в породах, не схильних до обвалоутворення.
З використанням газоподібних агентів можна бурити свердловини до 2-х м у діаметрі і глибиною до 6000 м.
Використання газоподібних агентів при бурінні свердловин та розкритті продуктивних пластів має такі особливості:
• у свердловині відсутній гідростатичний тиск, оскільки густина циркулюючого агента становить 0,6—1,8 кг/м3, що забезпечує високу проходку на долото і механічну швидкість буріння (приблизно в 8—12 разів);
• шлам видаляється з вибою високошвидкісним струменем газоподібного агента значно краще, ніж при промиванні вибою рідиною;
• на стінках свердловини не утворюється глинистої кірки;
• циркуляційний струмінь має низьку в'язкість і містить незначну кількість твердих частинок;
• на поверхню шлам виноситься швидко, .не забруднюється, а тому при його аналізі дає вірогідну інформацію;
• бурильний інструмент не гальмується при обертанні, тому динамічна, складова взаємодії долота і породи є великою, що забезпечує високі ТЕП роботи доліт;
• продуктивні горизонти визначаються точно в процесі поглиблення свердловини;
• продуктивний пласт не кольматується;
• дебіти нафтових, газових і водяних свердловин, а також пластові тиски можуть вимірювати в процесі розкриття пластів.
Газоподібними агентами можуть бути:
• повітря від компресорних установок;
• природний газі із магістральних (або промислових) газопроводів;
• газ із розташованих поблизу газових свердловин;
• викидні гази двигунів внутрішнього згоряння (ДВЗ);
• розріджений азот.
Природний газ є відносно безпечним для буріння свердловин, хоча на поверхні внаслідок витоків через гирлове обладнання не виключена можливість виникнення пожеж.
Стиснене повітря може призводити до виникнення вибухонебезпечних сумішей в стовбурі свердловини. Ця небезпека збільшується при підвищенні тиску нагнітання повітря. Небезпека вибуху виникає тоді, коли в потоці повітря міститься 6,5—12,8% метану. Найбільш небезпечною є суміш при вмісті метану 9,2%.
Азот та викидні гази ДВЗ виключають утворення вибухонебезпечної суміші.
Сьогодні в усьому світі найбільше поширення отримало буріння свердловин і розкриття продуктивного пласта з використанням стиснених повітря та газу. Ці агенти найчастіше застосовувалися в 70-х pp., коли щорічно в Західній Україні цим способом бурилися десятки свердловин. Значний внесок в розробку технології буріння тоді зробили українські інженери І.В. Белей, Г.Г. Семак, Д.В. Бігун, М.Л. Шумада, Р.С. Яремійчук та В.М. Лотовський. На Битківському родовищі був проведений унікальний експеримент розкриття продуктивних менілітових відкладів при продуванні вибоїв азотом з установки АГУ-8К стисненим повітрям від італійських компресорів фірми «Ріпіопе» та від промислового газового колектора.
Устя свердловини було обладнане трьома видами превенторів: з глухими плашками, універсальним та обертовим фірми «Shaffer». Навколо гирла було встановлено 10 датчиків, які фіксували вміст метану навколо свердловини, а на виході факельної лінії встановлювалася автоматична електрична запальничка для запалювання сумішей, які виходили із свердловини при розкритті пласта. У бурильній колоні встановлювався зворотний клапан на випадок переливання нафти при підніманні бурильних труб.
Бурінню свердловин з очищенням вибою передують роботи по видаленню бурового розчину із стовбура свердловини. Для ефективного виносу шламу із свердловини швидкість руху повітря або газу в затрубному просторі має становити 10—15 м/с. При такій швидкості газу свердловина перед заміною долота очищується за декілька хвилин. Вважають, що коли свердловина після спуско-підіймальних операцій (СПО) залишається чистою, то повітря чи газ повністю очищують вибій та стовбур свердловини від шламу.
Найчастіше зустрічаються ускладнення під час буріння з очищенням вибою газоподібними агентами при попаданні в стовбур свердловини води чи при зволоженні глин, аргілітів, при розчиненні водою солей тощо. Тоді бурінню ефективно сприяє застосування піноутворюючих ПАР. Допустимий приплив води, при якому введення в газоподібний потік ПАР діє позитивно, — 120 л/год. При таких припливах води додавання ПАР запобігає утворенню шламових пробок, а також зменшує злипання частинок та їх налипання на тверді поверхні. У таблиці 6.13 містяться дані про застосування ПАР для буріння з продуванням вибою. Піноутворюючі ПАР вводять у свердловину з моменту надходження до неї води, ознакою чого є винесення на поверхню зволоженого шламу. Після цього винесення шламу зменшується або припиняється повністю. Якщо інгібуюча здатність ПАР є недостатньою для попередження корозії інструменту, то рекомендується вводити у водний розчин ПАР вапно в кількості 2—2,5 кг на 100 л розсолу. Свердловина краще очищується при безперервній подачі розчину ПАР, однак витрату повітря при бурінні із застосуванням ПАР треба збільшувати на 20—30% в порівнянні з бурінням свердловин в сухому розрізі.
Таблиця 6.13 − Оптимальна концентрація піноутворювальних ПАР залежно від мінералізації
пластової води
| ПАР | Оптимальна концентрація ПАР, % до об'єму води (в перерахунку на активну речовину) | Тип пластової води | Ступінь мінералізації води | Температура, •с | Допустиме співвідношення концентрації шламу і об'єму води |
| Сульфонол НП-1 | 0,23 | Гідрокарбонат-нокальцієвий, сульфатний і хлорид ний | Прісна та слабомінералізована, р= 1001,5кг/м3 | 20-50 | 1:2-1:1 |
| «Прогрес» | 0,10 | — | — | — | 1:2-1:1 |
| ОП-10 | 0,10 | — | — | — | 4:1-1:1 |
| ОП-7 | 0,10 | — | — | — | 4:1-1:1 |
| КАЧФЕ-14 | 0,12 | — | — | — | 1:2 |
| Азолят А | 0,10 | — | — | — | 1:2 |
| «Прогрес» | 0,20 | Сульфатно-натрієвий | Середньо мінералізована та мінералізована, р= 1001,5-1028,8 кг/м3 | 20-50 | 1:2 |
| ОП-10 | 0,20 | — | — | — | 4:1-1:1 |
| ОП-7 | 0,20 | — | — | — | 4:1-1:1 |
| Сульфонол НП-1 | 0,42 | — | — | — | 1:2 |
| «Прогрес» | 1,0-1,2 | Хлоркальцієві розсоли | Сильномінералізована, р=1190 кг/м3 | 20-50 | 1:2 |
Найвідповідальнішим етапом при бурінні з продуванням газоподібними агентами є піднімання бурильної колони та завершення свердловини. Піднімання бурильної колони треба здійснювати при відкритих викидних лініях. Для попередження можливого викиду свердловину треба заповнити рідиною (розчином або нафтою).
Під час очищення вибою газоподібними агентами застосовується спеціальна методика геофізичних досліджень з використанням індукційного, нейтронного та гамма-каротажів.
Піни
Піна — агрегативно нестійка дисперсна система, яка складається з бульбашок газу (дисперсної фази), що розділені плівками рідини або частинками твердої речовини (дисперсійного середовища). На практиці значно ширше використовуються піни з рідким дисперсійним середовищем.
► Піни ефективно застосовують:
а) при бурінні свердловин:
• у твердих породах (вапняках, доломітах);
• у пористих та тріщинних поглинаючих пластах;
• в багаторічномерзлих породах, оскільки вони запобігають розмерзанню порід та практично забезпечують номінальний діаметр свердловини;
б) при:
• розкритті продуктивних пластів;
• освоєнні та капітальному ремонті свердловин в умовах аномально низьких тисків (0,3— 0,8 від значень гідростатичного тиску).
Для отримання стійкої піни в рідкій фазі, крім розчинника, має бути хоча б один поверхнево-активний компонент, який адсорбується на міжфазній поверхні «розчин — повітря».
При бурінні з промиванням вибою пінами у порівнянні з буровими розчинами значно збільшується механічна швидкість буріння в твердих породах (приблизно в 4 рази), попереджується поглинання в пористих та тріщинних породах і кольматація проникних пластів. При розкритті та освоєнні продуктивних горизонтів продуктивність свердловини зростає в 1,5—2 рази з одночасним скороченням термінів освоєння в 4—5 разів.
В.К. Тихомиров поділяє піноутворювачі за стійкістю пін на два типи:
• піноутворювачі, молекули яких в об'ємі розчину та в абсорбційному шарі перебувають у молекулярно-дисперсному стані (нижчі спирти, кислоти, крезоли), а піни з них швидко розчиняються;
• піноутворювачі, які утворюють у воді колоїдні системи, а піни з них мають високу стійкість. До цих піноутворювачів належать мила (натрієві та калієві солі насичених і ненасичених вищих жирних кислот), алкілсульфати, алкілакрилсульфати і оксиетильовані вищі жирні спирти.
Для підвищення стабільності пін до них додають реагенти-стабілізатори: КМЦ; поліакриламід (ПАА); піноспінюючі суміші, які збільшують в'язкість розчинника і сприяють уповільненню процесу витікання рідини з плівок. З неорганічних аніонів найбільше сприяють піноутворенню фосфати. Вплив катіонів є значно меншим.
Для утворення стійкої піни до складу піноутворюючого розчину мають входити, в г/л:
Піноутворюючі ПАР (зменшуються із зростанням молекулярної маси) ...... 0,5—50
Полімер-стабілізатор піни (КМЦ, ПАА, піноспінюючі суміші) .................. 0,20—0,75
Електроліти (Na3O4, NaCl) ............................................................................... 0,1—0,5
Вода ....................................................................................................................... решта
Менш стійкі піни складаються з 0,5 — 10 г/л піноутворюючих ПАР і води.
Пінна система характеризується такими властивостями: піноутворюючою здатністю (пінистістю), кратністю піни, стабільністю (стійкістю) піни, дисперсністю, відносною густиною, яка може коливатися від 0,5 р до 0 (р — густина рідини).
► Приготування та хімічна обробка.У промисловості найбільш поширеним способом утворення пін є диспергаційний, який базується на інтенсивному перемішуванні піноутворюючого розчину та повітря.
Технологічно це здійснюється такими методами:
• дією рухомих пристроїв (перемішуючих мішалок) на рідину в атмосфері газу;
• ежектуванням повітря рухомим струменем повітря;
• пропусканням струменя газу через шар рідини (в барботажних або аераційних установках).
При приготуванні та застосуванні пін треба враховувати, що:
• мила жирних кислот мають максимальну піноутворюючу здатність при рН= 8—9;
• алкілакрилсульфонати мають добру піноутворюючу здатність за будь-яких рН, крім рН >12;
• піноутворююча здатність неіоногенних ПАР збільшується із підвищенням температури до 90°С;
• чим менший поверхневий натяг, тим більшою є піноутворююча здатність;
• солі твердості подавляють піноутворення;
• полімерні реагенти-стабілізатори підвищують структурно-механічні властивості пін.
Заготовлену піну нагнітають у свердловину до повного очищення її від глинистого розчину, води, шламу. Промивання піною сприяє зменшенню водопроявів через закупорювання бульбашками піни тріщин, каналів та пор, а також внаслідок часткової гідрофобізації поверхні породи. Швидкість виносу шламу на поверхню збільшується в 7—8 разів у порівнянні з промиванням водою. При вмісті в піні 60—90% газу в процесі промивання поведінка піни нагадує поведінку пластичної рідини.
Обважнені бурові розчини
Важливою експлуатаційною характеристикою обважнених бурових розчинів (ОБР) є їхня густина.
Вона може змінюватися в значних межах і вибирається при бурінні такою, яка може забезпечити створення надлишку тиску в свердловині над пластовим. Згідно з «Едиными техническими правилами...» цей надлишок нормований для певних глибин свердловин (див. розділ 6.6.1). При пластових тисках, які є аномально високими, може виникнути потреба здійснювати буріння при густині бурового розчину до 2000 кг/м3 і більше.
Як обважнювачі (хімічно нейтральні до бурового розчину) використовують гематити, барити, доломіти, крейду. Щоправда, в останні роки гематит майже не застосовують, оскільки він має ряд недоліків (значне погіршення фільтраційних властивостей колекторів, ерозійну та корозійну дії на обладнання тощо). Найбільш широко в світовій практиці застосовують барити. Хоча і до них є певні вимоги з боку екологічних організацій, які забороняють скидати вибурену породу і бурові розчини, що містять барити, в земляні амбари. Альтернативною домішкою є доломіт, який вводять в рецептуру деяких бурових розчинів. При потребі незначного збільшення густини бурового розчину (в межах 1200—1300 кг/м3) як обважнювач застосовують крейду.
Барити використовують:
• у глинистих розчинах на водній основі, гіпсовому або лігносульфонатному та хлоркалієвому розчинах з густиною понад 1300 кг/м3;
• у соленасиченому, магнієвому та калієвому розчинах з густиною понад 1500 кг/м3;
• у водному розчині бентоніту з густиною 1800—2000 кг/м3.
Доломіти (як обважнювач) застосовують в:
• карбонатних розчинах;
• розчинах на прісній воді;
• гіпсовому або лігносульфонатному та хлоркалієвому розчинах з густиною нижче 1300 кг/м3;
• соленасиченому та магнієвому чи калієвому розчинах з густиною теж нижче 1300 кг/м3.
► Приготування та хімічна обробка.Необхідна маса бариту qб для збільшення густини 1 м3 бурового розчину розраховується за такою формулою:
(6.29)
де ρор — необхідна густина ОБР;
ρвр — вихідна густина бурового розчину;
ρб— густина баритів.
За подібною формулою визначається кількість доломіту (qд) для приготування ОБР. Для визначення збільшення об'єму розчину ΔVор за рахунок добавки бариту можна використати формулу
(6.30)
де Vвр — об’єм вихідного бурового розчину;
ρб— густина баритів.
Аналогічно оцінюється збільшення об'єму розчину ΔVорза рахунок добавки доломіту густиною ρд.
Стабільність ОБР можна визначати на буровій, піддавши пробу розчину нагріванню в термостаті в скляній пляшці при температурі близько 95 °С протягом 24 год. Товщина шару осаду на дні пляшки не повинна перевищувати 2 мм.
Рідини для перфорації свердловин
Для проведення перфорації свердловин можуть використовуватися рідини без твердої фази — чисті розсоли та розсоли з твердою фазою. Перші використовують в обсаджених свердловинах. У таблиці 6.14 наведені характеристики розсолів для перфорації свердловин.
До рідин, які містять тверді фракції і використовуються при закінченні свердловин, належать доломітові розчини на солоній воді. На 1 м3 прісної води додають реагенти в такій послідовності: хлорид натрію (кількість його залежить від необхідної густини); 0,5 кг каустичної соди; 5 кгвисоков'язкої КМЦ; 5 кг малов'язкої КМЦ; 0,5 кг полімеру (XC-polymer); доломіт вводиться з розрахунку необхідного обважнення розчину. Діапазон густин від 1005 до 1500 кг/м3.
На даний час розроблена технологія приготування розсолів густиною до 2280 кг/м3, що майже не містять твердої фази. Найбільш широко застосовують розсоли, наприклад, розчин NaCl, густина якого досягає 1200 кг/м3. Розчин NaCl не спричиняє помітної кородуючої дії на обладнання, а додавання інгібітору, при якому відбувається виділення кисню, сприяє зниженню корозії. Для приготування 1,133 м3 розсолу густиною 1190 кг/м3 (при температурі 20°С) до 1 м3прісної води треба додати 300 кгNaCl.
Таблиця 6.14 − Характеристики розсолів для перфорації свердловин
| Розсіл | Спосіб надання антикорозійних властивостей | Густина, кг/м', при t = 20°С |
| Хлорид натрію | Для захисту від корозії рН розсолу збільшується до 9— 10 шляхом додавання 0, 1 кг каустичної соди на 1 м3 рідини | 1000-1190 |
| Хлорид кальцію | Для захисту від корозії значення рН збільшується до 8—9 шляхом додавання 1 кг вапна на 1 м3 рідини | 1190-1390 |
| Суміш хлориду кальцію і броміду кальцію | Ніяких реагентів для збільшення рНз метою захисту від корозії не вимагається. Необхідно забезпечити роботу без витрат цього розсолу, бо він є дуже дорогим | 1390-1800 |
| Суміш броміду кальцію і броміду цинку | Розсіл є дуже дорогим, екологічно небезпечним. Втрати його не допускаються. Для захисту від корозії застосовують інгібітор. Розчин не можна залишати в свердловині на довгий час | > 1800 |
Для приготування 1,135 м3 розсолу густиною 1150 кг/м3 до 1 м3 прісної води треба додати 320 кгКС1. Корозію знижують шляхом додавання інгібітору, підтримуючи показник рН— 1—10.
Розсоли густиною до 1390 кг/м3 готують із застосуванням СаСІгДля одержання 1,206 м3розсолу до 1 м3 води додають 700 кгСаС12.
Розсоли густиною 1390—1800 кг/м3 готують з СаС12і СаВггВихідним є розчин СаВг2густиною близько 1670 кг/м3. Збільшують густину, додаючи СаС12. З 1 м3 прісної води, 1428 кгСаВг2 і 753 кгСаС12одержують 1,654 м3 розсолу густиною 1800 кг/м3 з рН= 7—9.
Розсоли підвищеної густини 1800—2280 кг/м3 готують з ZnBr2(56,7%) і СаВг2(19,7%). Такі розсоли характеризуються дещо вищою кородуючою дією, але при використанні відповідних інгібіторів можуть застосовуватися навіть при високих температурах.
Перед подачею в свердловину розсоли рекомендують фільтрувати. Колона має бути ретельно очищеною від залишків бурового розчину і продуктів корозії. Мінімальні розміри частинок після фільтрування розсолів — від 2 до 10 мкм.
Науковці АНІ рекомендують застосовувати розсоли з розміром частинок в мкм і з добавкою нафторозчинних речовин, що попереджує поглинання розсолів продуктивним пластом.
До розсолів (при потребі) додають понижувачі фільтрації і регулятори в'язкості. Понижувачем фільтрації може бути карбонат кальцію (СаС03) з частинками, більшими за третину діаметра пор. Ефективним регулятором в'язкості розсолів є гідроксицелюлоза.
Під час роботи з розсолами треба брати до уваги такі особливості їх властивостей:
• зниження густини з підвищенням температури (наприклад, на 10% — для розчинів NaCl і СаС12при підвищенні температури від 15 до 205°С);
• особливо помітно знижується густина розсолів з СаВгу;
• чутливість розсолів (особливо підвищеної густини) до зниження температури, що викликає кристалізацію солей;
• гігроскопічність розсолів, що призводить до зниження густини.
Рекомендовані типи бурових розчинів
Буровий розчин ефективно впливає на процес буріння.
Під час вибору типу бурового розчину враховують його схильність до обважнення, стійкість до агресивного впливу, мінералізації, вибійної температури.
Для досягнення високих техніко-економічних показників буріння та одержання високих дебітів нафти, газу і газоконденсату потрібно дотримуватися відповідності вибраного типу бурового розчину умовам буріння (таблиця 6.15.).
Таблиця 6.15 − Вибір типу бурового розчину
| Породи | Буровий розчин | ||
| тип | характеристика | тип | реагенти для регулювання параметрів |
| Піщаники, вапняки, доломіти | Ущільнені, високостійкі, малочутливі до дії фільтратів бурових розчинів | Бурові розчини різних типів з добавками, що сприяють руйнуванню порід | Не потребує реагентів |
| Піщаники, вапняки, доломіти з прошарками глин, аргілітів, мергелів, алевролітів | Малостійкі, здатні до набухання, до руйнування аргілітів і алевролітів | Бурові розчини з інгібуючими, закріплюючими, гідрофобізуючими властивостями, зокрема хлоркалієві, хлоркальцієві,- вапняні, силікатні, нафтоемульсійні та РНО | NaOH, NHflH, CaCI NaAlO3, KCl, CaO, NaSiO,, КМЦ, КССБ, ССБ, біополімери типу енпосан, гідролізований ПАА (ГПАА), гідролізований поліакрилонітрил (гіпан), крохмаль, ПАР |
| Глини | Пластичні, легко набухають, розмокають, переходять в розчин | Бурові розчини з інгібуючими властивостями, з обмеженим показником фільтрації, зокрема хлоркалієві, хлоркальцієві, гіпсокалієві, вапнисто-калієві, нафтоемульсійні з підвищеною інгібуючою дією | КС 1, NaCl, NH.C1, CaCL CaSOf CaO, ПАР, КМЦ, КССБ, ССБ, крохмаль, енпосан, СЖК |
Продовження таблиці 6.15
| Аргіліти, алевроліти, вапняки, глини | Малостійкі, пластичної будови, схильні до осипання і обвалювання | Бурові розчини з інгібуючими, закріплюючими, гідрофобізуючими властивостями, зокрема вапняні, вапнисто-калієві, силікатні, вапняно-бітумні розчини (ВБР) | CaO, NajSiO3, CaClp KCl, NaOH, високоокислений бітум, дизпальне, ПАР, СМАД |
| Кам'яна сіль, кам'яна сіль з прошарками бішофіту та інших солей | Легко переходять в розчин, схильні до каверноутворення | Розсоли (до густини 1 200 кг/м3 ); розсоли важкі з вмістом бромідів (до густини 1600 кг/м3); високомінералізовані глинисті розчини з вмістом MgCl2та ін. | Розсоли (електроліти — відходи виробництв), NaOH, NHOH, KBr, СаВгт MgClf CaClj, ПАА |
| Кам'яна сіль з прошарками теригенних порід | Схильні до каверноутворення | Розсоли, високомінералізовані глинисті розчини, вапняні, ВБР на нафтовій основі | Крохмальні реагенти, біополімери типу енпосан, NaOH, NHOH, CaO, KCl, СаСІр КССБ, ССБ, КМЦ |
| Кам'яна сіль з прошарками теригенних порід і бішофіту | Нестійкі, схильні до каверноутворення | Високомінералізовані глинисті розчини, стабілізовані полімерними реагентами неіоногенного типу, лігносульфатами і КМЦ з добавкою MgCl, ВБР | NaCl, KCl, MgClT СаС1т NaOH, CaO, крохмальні реагенти, енпосан, оксиетилцелюлоза (ОЕЦ), ПАА, КССБ, ССБ, КМЦ, високоокислений бітум, дизпальне, нафта, ПАР, СМАД |
Для врахування можливої фізико-хімічної взаємодії бурового розчину з гірськими породами та флюїдами, що їх насичують, виходять передусім з оцінки літологічної характеристики розрізів.
На нафтових і газових родовищах зустрічаються такі гірські породи: піщаники, піски і пісковики (глинисті, вапнисті), алевроліти (глинисті, вапнисті, доломітові, доломітово-вапнисті), глини (алевролітові, вапнисті, піщанисті), аргіліти (піщанисті, вапнисті, алевроліти, аргіліти), доломіти (піщанисті, алевролітові, глинисті), вапняки, мергелі (глинисті, алевролітові, доломітові, вапнисті), крейда, калійна сіль, ангідрит і гіпс, кам'яна сіль, метаморфізовані породи, гранітоїди.
Важливою функцією бурового розчину є врівноваження тиску пластових флюїдів. Густину розчину доводиться підвищувати також для надання стійкості слабозцементованим породам.
6.11 Приготування бурових розчинів
Приготування бурових розчинів є складовою частиною технології промивання свердловин і являє собою ряд операцій з підготовки дисперсійного середовища, змішування з ним дисперсійної фази, обважнення, хімічної обробки тощо.
Промивні рідини можна готувати централізовано на глинозаводі, але в більшості випадків розчин готують безпосередньо на буровій.
В сучасних умовах з цією метою використовується таке обладнання:блок приготування розчинів (БПР) з виносними ежекторними гідрозмішувачами і завантажувальними воронками, чанами циркуляційної системи з гідравлічними і механічними перемішувачами,диспергатор, насоси та ін.