2.3. Обоснование параметров и рассчет плотности промывочной жидкости по интервалам бурения скважины

Плотность бурового раствора в интервалах совместимых условий бурения определяет­ся п.п.2.7.3.2-2.7.3.7 "Правил безопасности..." [4].

Интервалы бурения под удлиненное направление (0-360м); под удлиненный кондуктор (360-1200м), под эксплуатационную колонну (1200-2900м) являются интервалами совмес­тимых условий бурения.

Для интервала от 0 до 1200м гидростатическое давление, создаваемое столбом бурово­го раствора, должно превышать пластовое (поровое) на величину не менее 10%. Пласто­вое давление в этом интервале нормальное (коэффициент аномальности К_а = 1,00 в интер­вале 0-590м и Ка = 1,01 в интервале 590-1200м).

Следовательно, плотность бурового раствора в рассматриваемом интервале должна быть не менее 1,10 г/см³ до глубины 590м и не менее 1,11 г/см³ в интервале 590-1200м. При этом п.2.7.3.3 допускает превышение гидростатического давления столба бурового раствора над пластовым давлением на 15 кгс/см². С целью обеспечения устойчивости стенок скважины (п.2.7.3.5) проектом предусмотрена плот­ность бурового раствора при бурении под направление 1,16-1,18 г/см³ и кондуктор -1,16 г/см³.

Для интервалов бурения от 1200м до проектной глубины превышение гидростатиче­ского давления столба бурового раствора над пластовым давлением должно составлять не менее 5%, но допускается превышение на 25-30 кгс/см² (п.2.7.3.3).

Пластовое давление в рассматриваемом интервале имеет Ка=1,01. Следовательно, плотность бурового раствора должна быть не менее 1,06 г/см³. Проектом предусмотрена плотность раствора 1,10 г/см³, что не превышает допустимой (допустимая плотность рас­твора для вскрытия пласта БС²9 - 1,11 г/см³).

Таким образом при бурении скважины, исходя из физико-механических характеристик пород и технологических условий бурения, выделены следующие интервалы: 0-360 м, 360-1200м и 1200-2900 м. Плотность бурового раствора в указанных интервалах выбрана с учетом конкретных горно-геологических условий и опыта ведения буровых работ на ме­сторождении и регионе в целом, а так же требований п.п. 2.7.3.1 - 2.7.3.5 Правил безопас­ности [4].

Выбор плотности при бурении осуществляется из условия создания противодавления на пласт.

, кг/м³

где k – коэффициент превышения давления бурового раствора в скважине в зависимости от глубины;

P_пл – пластовое давление, МПа;

g – ускорение силы тяжести, равное 9,81;

L_n – глубина залегания кровли пласта.

Интервал 0-360м

P_пл=1000*9,81*360=3,53 МПа

ρ=1,13*(3,53*10⁶/9,81*340)=1195 кг/м³

Интервал 360-1200м

P_пл=1000*9,81*1200=11,8 МПа

ρ=1,05*(11,8*10⁶/9,81*1100)=1148 кг/м³

Интервал 1200-2900м

P_пл=1000*9,81*2900=28,4 МПа

ρ=1,05*(28,4*10⁶/9,81*2760)=1101 кг/м³

2.4. Регулирование параметров промывочной жидкости: химическая обработка, утяжеление по интервалам скважины.

Химические реагенты применяются для приготовления и обработки буровых растворов с целью придания им необходимых свойств, для изменения вязкости, прочности структуры и водоотдачи. Химическая обработка-основное средство регулирования свойств раствора в процессе бурения. Химические реагенты и материалы классифицируются по различным признакам, например по химической природе, физико-химическим свойствам (термостойкости, устойчивости к электролитам), по их назначению, особенностям действия и т.д. При бурении скважин непременным условием предупреждения газа-, нефти - и водопроявлений, обвалов стенок скважины и связанных с ними осложнений является регулирование гидростатического давления столба бурового раствора в зависимости от давления вскрываемых нефтегазовых и водоносных пластов и порового давления глинистых пород. Один из методов регулирования гидростатического давления столба раствора - изменение плотности последнего. Когда необходим раствор с большей плотностью, используются добавки тонко размолотых порошков инертных тяжелых металлов. При бурении данной скважины утяжеление бурового раствора не требуется. Химическая обработка в данном случае производится во всех интервалах бурения.

Рассмотрим виды химических реагентов, которыми производиться обработка.

Карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ) - натриевая соль простого эфира целлюлозы и гликолевой кислоты. Чем выше степень полимеризации КМЦ, тем выше ее термостой­кость и стабилизирующее действие на буровой раствор, поэтому наиболее эффективны реагенты марки КМЦ-600 и КМЦ-700. Представляет собой мелкозернистый порошкооб­разный материал белого или кремоватого цвета, содержание влаги не более 10%. Хорошо растворяется в воде, при подогреве растворимость улучшается. Применяется для регули­рования фильтрационных свойств буровых растворов, рекомендуемые концентрации КМЦ в пресных растворах - до 0,5%. Реагент эффективен в области рН раствора 6-9 [22,26]. Применяют при температурах 130-160⁰С,а в сочетании со специальными добавками - до 180-200 ⁰С. Приготовление водного раствора КМЦ на буровой производится в глиномешалках или с помощью гидромешалки ГДМ-1. Глиномешалка МГ2-4 заполняется на ²/3 водой, загружается расчетное количество реагента со скоростью 10-15 минут на ме­шок, перемешивается до получения равномерной консистенции, доливается водой до пол­ного объема, после чего производится дополнительное перемешивание в течение 20-30 минут. Приготовление раствора КМЦ осуществляется из расчета получения 2-5% водного раствора [22,26], на практике обычно используется 1-2%-ый водный раствор КМЦ.

В настоящее время выпускаются различные торговые марки КМЦ, как импортные, так и отечественные, в частности Камцел-3, который по данным ТУ соответствует марке КМЦ 85/800. Приготовление и применение его для обработки бурового раствора аналогично

КМЦ-600.

Lube-167 - смазочная добавка для буровых растворов на водной основе. Пред­ставляет собой жидкость от светло-коричневого до коричневого цвета, плотность 0,965 г/см³,рН 1%-го водного раствора 10,05. Токсикологический паспорт и данные по опреде­лению ПДК смазочной добавки Lube-167 в воде рыбохозяйственных водоемов приведены в приложениях 1, 2 книги 2 проекта.

Для равномерной обработки бурового раствора рекомендуется применять Lube-167 в виде водного раствора 10-20%ой концентрации. Вместо воды может быть использован имеющийся буровой раствор.

Пеногаситель Пентор-2001 - прозрачная вязкая жидкость, значение рН в преде­лах 6,0-7,5, содержание воды не более 0,1%. Является продуктом полимеризации окиси пропилена с глицерином с последующей блоксополимеризацией с окисью этилена, моле­кулярная масса 3000-4000 а.е.м. Применяется в качестве пеногасителя в водных средах. Токсикологические характеристики и требования безопасности при работе с Пентор-2001 приведены в приложении 3 книги 2 проекта.

Гипан - термосолестойкий полимерный реагент акрилового ряда, является про­дуктом щелочного гидролиза полиакрилонитрила. Представляет собой вязкую жидкость желтого цвета с аммиачным запахом, выпускается двух марок: гипан-1 и гипан-0,7 (марки отличаются в химическом отношении содержанием карбоксильных и амидных групп) в виде 10%-го (гипан-07) и 15%-го (гипан-1) водного раствора. Предназначен для снижения показателя фильтрации пресных и минерализованных (NaCl) буровых растворов, но неус­тойчив к действию двухвалентных катионов кальция, магния. Повышает вязкость пресных растворов, для обработки которых рекомендуется гипан-1; содержание его в растворе обычно до 0,2-0,3%. Термостойкость пресных растворов, обработанных гипаном - до 200^оС, оптимальная область рН для

плотностью 2,04 г/см³, хорошо растворимой в воде. Импортный продукт поставляется в виде белых гранул или хлопьев. Приготовление водного КОН осуществляется аналогично приготовлению раствора NaOH.

Каустическая сода (NaOH). Гранулированное или хлопьевидное вещество бело­го цвета, плотностью 2,13 г/см³. В нашей стране техническая каустическая сода выпуска­

работы реагента - 8-9. Гипан не требует специального приготовления, но для более равномерной обработки бурового раствора рекомендуется производить двадцатикратное разбавление водой товар­ного гипана [22,26].

В настоящее время выпускается реагент ВПРГ (сухой гипан) в виде порошка серо-желтого цвета, массовая доля воды 10% и 15% (для марок А и В соответственно), раство­римость в воде полная, рН 1%-го водного раствора 9-12,5 (марка А) и 8-12,5 (марка В). Назначение и применение ВПРГ аналогично гипану.

Кальцинированная сода (Na₂CO₃) - мелкокристаллический порошкообразный продукт белого цвета, плотностью 2,5 г/см³, содержание основного вещества 99%, водо­растворим, применяется для связывания ионов кальция и магния в буровом растворе, а также может применяться для регулирования рН раствора и с целью улучшения дисперги­рования глинопорошков. Вызывает рост набухания глины (при концентрации до 1%)

Для обработки бурового раствора применяется в виде раствора 5-10%-ой концентрации [22,26], который готовят по технологии, аналогичной приготовлению КМЦ, но время до­полнительного перемешивания водного раствора в глиномешалке составляет 10-15 минут. Поставляется Na₂CO₃ также импортного производства "Soda Ash".

M-I-Cide - бактерицид, предназначен для предупреждения бактериального разложе­ния биополимерных и крахмальных реагентов, представляет собой сложную смесь орга­нических соединений, включающую карбомиды и амины. Представляет собой жидкость от желтого до зеленого цвета с сернистым запахом растворимую в воде, плотностью 1,176 г/см³, рН 1%-го раствора 10,5-12,5.

Карбонат кальция (СаСО₃) - поставляется компанией M-I-SWACO (M-I Drill­ing Fluids Company) под торговым названием "Lo-Wate" и используется в качестве утяже­лителя безглинистых полимерных растворов. Представляет собой мелкодисперсный по­рошок белого цвета, без запаха, плотностью 2,70-2,80 г/см³, растворимость в воде при 20^оС - 0,2%. Разлагается соляной кислотой. "Lo-Wate" выпускается различных марок (F, М и др.), отличающихся степенью помола.

Гидроокись калия (KOH) - применяется для регулирования рН ингибирующих калиевых растворов, в системе раствора Flo-Pro. В нашей стране техническая КОН выпус­кается в виде белой кристаллической массы ется также в соответствии с ГОСТ 2263-79 в виде бесцветной непрозрачной кристалличе­ской массы, плотностью 2,02 г/см³, хорошо растворима в воде [26]. Может поставляться так же в виде водных растворов 40-47%-ой концентрации. Основное назначение - регули­рование рН бурового раствора, кроме того может использоваться для снижения жесткости воды (обусловленной содержанием катионов кальция и магния), а также для приготовле­ния некоторых щелочерастворимых реагентов (УЩР, нитролигнин и другие). При боль­ших концентрациях в буровом растворе (0,5-0,8%) способна вызывать коагуляцию рас­твора, а за счет адсорбции на стенках скважины и выбуренной породе может привести к снижению устойчивости стенок скважины и ухудшению качества очистки бурового рас­твора. Обработку бурового раствора производят водным раствором NaOH 5-10%-ой кон­центрации. Растворение NaOH в воде происходит с выделением тепла. Для приготовления водного раствора NaOH используется глиномешалка, гидромешал­ка или специальная емкость для химреагентов, которые вводят в емкость через воронку.

Готовят раствор из расчета 50 кг на 1 м технической воды, причем первоначально на­бирается ²/3 требуемого объема воды, затем постепенно вводится NaOH за время 15-20 минут, доливается вода до требуемого объема и дополнительно перемешивается 10-15 минут.

Поставляется NaOH также импортного производства - "Caustic Soda" -в виде гранули­рованного продукта белого цвета, плотностью 2,13 г/см³.

Duo-Vis - высокоочищенный разветвленный биополимер (ксантановая смола) с высокой молекулярной массой. Представляет собой порошкообразный продукт кремо­вого цвета плотностью 1,5 г/см³ (насыпная плотность 0,8 г/см³). Основное назначение реа­гента - обеспечение высоких реологических свойств раствора, удерживающей способно­сти раствора. Особенностью Duo-Vis является способность значительно увеличивать вяз­кость раствора при низких скоростях течения, но обеспечивать раствору низкую вязкость при высоких скоростях течения. Используется для обработки различных типов буровых растворов, в том числе различной минерализации (до соленасыщения) и утяжеленных рас­творов. Реагент биоразлагаем, поэтому при использовании или хранении растворов реко­мендуется использовать бактерицид. Термостойкость в пресных растворах (безглинистых) - до 120°С, добавление соли, антиоксиданта, специальных стабилизаторов позволяет по­вышать термостойкость (есть данные об использовании его вплоть до 204°С).

Эффективность применения Duo-Vis снижается при высокой жесткости и щелочности раствора, трехвалентные ионы могут вызвать коагуляцию биополимера, а также следует соблюдать осторожность при добавлении реагентов, имеющих катионную природу.

Рекомендуемая концентрация в растворе - от 0,7 до 6 кг/м³ в зависимости от тербуе-мой вязкости, при приготовлении специальных жидкостей концентрация полимера может быть увеличена до 11 кг/м³.

При обработке раствора рекомендуется медленно вводить Duo-Vis в рабочую емкость через смесительную воронку для предотвращения образования комков и сгустков, реко­мендуемая скорость ввода - один мешок за 10-15 минут.

Кla-Cure - органический ингибитор глин и глинистых сланцев, подавляет про­цессы гидратации, набухание глин, предотвращает диспергирование выбуренного шлама. Представляет собой прозрачную жидкость плотностью 1,22 г/см³ (при 16^оС), рН 6,5-7,5, со 100%-ой растворимостью в воде, температура вспышки ~ 95 ^оС.

Реагент может использоваться во всех типах буровых растворов на водной основе. Обработку раствора следует проводить перед началом разбуривания глинистых пород, в случае необходимости обработки раствора бентонитом (для формирования глинистой корки, снижения водоотдачи), бентонит предварительно следует прогидратировать в воде. Ma-Cure можно добавлять непосредственно в емкость при приготовлении раствора, либо вводить в раствор через смесительную воронку, рекомендуемая концентрация в растворе - от 11 до 23 кг/м³ (в зависимости от типа пород, скорости проходки, диаметра скважины, требуемого уровня ингибирования).

Реагент термостабилен до 150^оС, не влияет на реологические и фильтрационные свой­ства раствора.

При добавлении реагента с высоким содержанием мелкодисперсной активной твердой фазы может наблюдаться кратковременная флокуляция раствора.

Defoam X - жидкий пеногаситель (на основе полипропиленгликоля) для лю­бых типов бурового раствора (на водной основе) различной минерализации (в том числе для утяжеленных растворов). Представляет собой белую вязкую жидкость плотностью 0,91 г/см³, растворимостью в воде - 100%, температура вспышки ~ 203^оС, температура за-густевания - 29^оС.

Используется для предотвращения и ликвидации пенообразования в концентрации 0,1-0,3 кг/м³ раствора.Для предотвращения пенообразования, которое может быть вызвано использованием некоторых смазочных добавок или таких реагентов, как лигносульфонаты, танины, реко­мендуется обработать раствор пеногасителем перед вводом этих реагентов, для удаления пены с поверхности раствора в емкостях рекомендуется разбрызгивание Defoam X по по­верхности раствора.

При образовании пены в растворах с высокой вязкостью и СНС рекомендуется сни­зить значения этих показателей до использования пеногасителя.

Hibtrol - полимер на основе целлюлозы, активированный ионами алюминия. Представляет собой белый порошкообразный продукт, удельная плотность - 1,5-1,8г/см³, рН 1%-го раствора 7,0-8,5, полностью растворим в воде при 20°С. Предназначен для сни­жения и стабилизации водоотдачи, ингибирования глинистых пород в пресных и минера­лизованных растворах на водной основе, наиболее эффективен в пресных и слабоминера­лизованных полимерных малоглинистых буровых растворах и калиевых ингибирующих растворах. Совместим со всеми полимерными реагентами. Использование в сочетании с биополимерами (Flo-Vis, Duo-Vis, XCD) позволяет улучшить реологические и тиксотроп-ные свойства раствора (особенно при низких скоростях течения) за счет синергетического эффекта. Использование Hibtrol (для обработки раствора) способствует повышению ус­тойчивости стенок скважины, улучшает качество очистки раствора. Рекомендуемые кон­центрации Hibtrol в растворе от 6 до 15 кг/м³ в зависимости от требуемого уровня фильт­рации и ингибирования глинистых пород, минерализации и температуры.

Реагент не подвержен бактериальному разложению и термостабилен до 130°С, не ре­комендуется для использования в сильно минерализованных растворах с содержанием ио­нов хлора более 100 г/л, а также в растворах с избыточным содержанием мелкодисперс­ной активной твердой фазы.

Drill Free - смазывающая добавка на основе модифицированных растительных масел (касторового и рапсового) для всех типов буровых растворов на водной основе. Не вызывает пенообразования в любой концентрации, способствует снижению водоотдачи раствора и повышает прочность фильтрационной корки. Представляет собой полупро­зрачную жидкость плотностью 0,92 г/см³ при 20^оС, диспергируется в воде, температура вспышки >100^оС, температура замерзания -10^оС. Рекомендуемая концентрация в растворе 2-4% от объема раствора (в зависимости от типа и плотности раствора). Для эффективного диспергирования в буровом растворе рекомендуется добавлять Drill Free через гидрово­ронку вихревого или эжекторного типа в емкость с хорошими перемешивателями или не­посредственно во всасывающую линию буровых насосов.

Poly Pac UL, Poly Pac R - полимерные реагенты на основе полианионной цел­люлозы со степенью замещения 0,9-1,0, содержащие активные вещества в продуктах 70­100%, рН 1%-го водного раствора 6,5-8,0. По внешнему виду представляет собой белый порошок плотностью 1,5-1,6 г/см³. Молекулярная масса Poly Pac UL - не менее 10 000 а.е.м, Poly Pac R - не менее 15 000 а.е.м. Предназначены для регулирования показателя фильтрации буровых растворов на вод­ной основе: пресных, соленых, хлоркалиевых и соленасыщенных. Poly Pac UL, являясь низковязкой модификацией ПАЦ, практически не увеличивает вязкость раствора, в отли­чии от Poly Pac R, который повышает вязкость растворов, особенно пресных.

Рекомендуемые концентрации реагентов в растворе - 0,7 до 3 кг/м³ (в зависимости от минерализации раствора).

ДСПБ-БС - смазочная противоприхватная добавка к буровым растворам, представляет собой жидкость от светло-коричневого до темно-коричневого цвета с темпе­ратурой застывания - 30°С, массовая доля гидроксильных групп в пределах 15-30%, эфирное число в пределах 7-15 КОН/г (согласно тех.условиям).