Архитектура Аудит Военная наука Иностранные языки Медицина Металлургия Метрология
Образование Политология Производство Психология Стандартизация Технологии


Буровые растворы для бурения неустойчивых глинистых отложений



 

Большинство осложнений, связанных с загустеванием раствора, сальникообразованием и нарушением устойчивости ствола скважины, обусловлено наличием в разрезе высококоллоидных глин, хорошо гидратирующихся и легко диспергирующихся глинистых сланцев. Для снижения интенсивности перехода выбуренной породы в глинистый раствор и повышения устойчивости стенок скважины используют так называемые ингибированные системы, в состав которых входит неорганический электролит или полиэлектролит. Снижение размокаемости и диспергирования выбуренных шламов достигается путем: уменьшения поверхностной гидратации за счет замены катиона обменного комплекса глин менее гидратирующимся; преобразования глинистых минералов и устранения межплоскостной гидратации; регулирования процессов осмотического влагопереноса в результате поддержания более высокой концентрации электролита в растворе, чем в проходимых породах, модифицирования поверхности глинистых минералов за счет молекулярного поглощения гидроокисей двух- и трехвалентных металлов; капсулирования глин полимерами; гидрофобизации поверхности глинистых минералов.

В качестве ингибирующих добавок применяют нейтральные соли одновалентных (КC1, NaCl ) и двухвалентных (СаSO4, CaCl2), металлов, силикаты одновалентных металлов (Na2SiO3× nН2О), гидроокиси двухвалентных металлов (Са(ОН)2), квасцы (КCL(SO4)2), а также мыла жирных кислот или кремнеорганические соединения ( ГКЖ ).

В зависимости от типа ингибирующей добавки растворы делятся на кальциевые, калиевые, алюминизированные, силикатные, гидрофобизирующие и соленасыщенные.

Наиболее распространенный в настоящее время тип ингибированных растворов.

Ингибирующее действие КСl обусловлено ионами К+. В негидратированном состоянии диаметр иона К+ равен 0,266 нм, а в гидратированном 0,76 нм. При таком соотношении диаметров гидратированного и негидратированного иона К+ последний свободно проникает в межплоскостное расстояние монтмориллонита, равное 0,96 нм. При размере гексогонального кольца монтмориллонита 0,28 нм ион К+ встраивается в него и связывает элементарные слои монтмориллонита, предотвращая межплоскостную гидратацию и диспергирование.

Полимерные растворы с добавкой КСl находят применение при бурении на море и на суше в водочувствительных сланцах.

Стабилизация сланцев обеспечивается использованием КСl в сочетании с частично (20-40 %) гидролизованным ПАА. Такая система для не утяжеленных буровых растворов получила достаточно широкое распространение за рубежом под названием “Калий плюс”. В сочетании с качественной (4-х ступенчатой) очисткой такая система весьма эффективна для бурения в глинистых отложениях. При избытке глинистой (особенно коллоидной) фазы существенно растут вязкостные показатели и для регулирования их требуется усложнение системы (разжижители, пеногасители).

16 Буровые растворы для вскрытия продуктивного пласта. Свойства, назначение, примеры. Основная задача при бурении скважин-минимизировать загрязнение призабойной зоны

Для качественного вскрытия продуктивного пласта необходимо соблюдать следующие требования к составу и свойствам бурового раствора:

-состав промывочной жидкости должен быть таким, чтобы ее фильтрат не способствовал набуханию глинистых частиц, увеличению гидрофильности породы, увеличению количества физически связанной воды в порах пласта;

-состав фильтрата бурового раствора должен соответствовать составу фильтра, заполняющего пласт, чтобы при проникании фильтрата в пласт не происходили такие физические или химические взаимодействия, в результате которых могут образовываться нерастворимые осадки;

-в составе промывочной жидкости необходимо иметь достаточное количество грубодисперсной твердой фазы, способной создавать закупоривающие мостики в трещинах и тем самым препятствовать глубокому проникновению промывочной жидкости в пласт;

-соленость и солевой состав фильтрата должны соответствовать солености и солевому составу пластовой воды;

-фильтрат промывочной жидкости, используемый для вскрытия нефтяных пластов, должен уменьшать поверхностное натяжение на границе фильтрат - нефть;

-водоотдача бурового раствора в забойных условиях должна быть минимальной;

-плотность промывочной жидкости должна быть такой, чтобы дифференциальное давление было близким к нулю или, если вскрывается пласт с аномально низким давлением, - меньше нуля.

Требованиям, обеспечивающим высокое качество вскрытия продуктивных пластов, удовлетворяют растворы на углеводородной основе (РУО). Использование РУО позволяет практически полностью исключить снижение нефтепроницаемостипризабойной зоны скважины, поскольку несущей фазой этих растворов являются углеводороды, по физико-химическим свойствам родственные углеводородному флюиду, насыщающему продуктивный пласт, и, следовательно, не образующие при их взаимодействии малоподвижных смесей, блокирующих поровое пространство призабойной зоны скважины.

Ориентировочный состав отечественного РУО:

(из расчета на приготовление 1 м3 раствора при соотношении углеводородная среда/вода 50/50)

углеводородная среда, л - 480

водная фаза, л - 520

эмультал, кг - 15-25

органобентонит, кг - 15-20 Безглинистый буровой раствор на основе полисахаридов (крахмал, ПАЦ, при необходимости- биополимер), ПАВ и ингибирующих добавок имеет низкие значения показателя фильтрации (при dР= 0,7 МПа Ф=2,0-6,0 см3), технологически необходимые для проводки горизонтальных скважин и скважин с большим углом наклона структурно-реологические характеристики (n=11,5-23,0 мПа•с; т0=57,0-150,0 дПа, Gel10c/10мин=3,5-12,0/5,0-24,0 lb/100ft2; СНС1/10= 0,4-1,2/ 0,5-2,4 Па); оптимальные псевдопластичные свойства (коэффициент «n» =0,4-0,48) и низкие гидравлические сопротивления (коэффициент консистенции «К»=0,31-1,15); при этом буровые растворы имеют низкие значения коэффициента трения (Ктр = 0,05 - 0,15), фильтрат бурового раствора имеет низкое поверхностное натяжение на границе с углеводородной жидкостью (0,75-0,95 мН/м).

17Буровые промывочные жидкости на углеводородной основе. Свойства, назначение, примеры.

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 эмульгированнойводы.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).В настоящее время наиболее распространены ИБР- 2 и ИБР- 4.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.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.






Читайте также:

Последнее изменение этой страницы: 2016-03-17; Просмотров: 227; Нарушение авторского права страницы


lektsia.com 2007 - 2017 год. Все права принадлежат их авторам! (0.095 с.) Главная | Обратная связь