Обоснование выбора типа промывочной жидкости по
Интервалам бурения
Технология промывки скважины, т.е. комплекс реализованных при этом научных знаний и инженерных решений в области буровых растворов, является одним из решающих факторов успешного заканчивания ее при минимальных экономических затратах.
Тип бурового раствора выбирается в первую очередь из условия обеспечения устойчивости стенок скважины, определяемой физико-химическими свойствами слагающих ее горных пород и содержащихся в них флюидах, пластовым и горным давлением и забойной температурой. При этом следует руководствоваться опытом бурения в проектном районе с промывкой различными буровыми растворами. Критерием оптимальности применяемого типа бурового раствора являются затраты времени и средств на борьбу с осложнениями, связанными с типом бурового раствора: обвалами, затяжками и прихватами бурильных колонн, течением и растворением соленосных пород, оттаиванием зон вечной мерзлоты и т.д. Если затраты времени на борьбу с подобными осложнениями отсутствуют в балансе времени на бурение скважины, то применяемый тип бурового раствора следует считать оптимальным. Если возникает необходимость в таких затратах, то выбирается другой тип бурового раствора, более соответствующий данным условиям бурения.
Данные о наиболее распространенных типах буровых растворов, используемых при бурении на твердые, жидкие и газообразные полезные ископаемые приводятся в таблице 17 и пособии по буровым растворам (Овчинников В.П., Аксенова Н.А.).
На рисунках 3-6 представлены диаграммы выбора бурового раствора.
Таблица 16 – Планируемые значения технологических параметров буровых растворов
| Интервал
бурения по вертикали, м
| Плотность,
кг/м3
| Условная
вязкость,
по ВБР-1, с
| Пластическая вязкость, по ВСН-3, мПа·с
| Эффективная вязкость, мПа·с
| Динамическое напряжение сдвига, Па
| | от
| до
| | 1
| 2
| 3
| 4
| 5
| 6
| 7
| Продолжение таблицы 16
| СНС, Па,
через мин
| Водоотдача по ВМ-6, см3/30 мин
| Толщина корки, мм
| Содержание твердой фазы, %
| рН
| Минерализация, г/л
| | 1
| 10
| коллоидной
(активной части)
| песка
| всего
| | 8
| 9
| 10
| 11
| 12
| 13
| 14
| 15
| 16
|
Таблица 17 - Данные о наиболее распространенных типах буровых растворов, используемых при бурении скважин
| Тип
| Условия применения
| Компоненты
| Массовая доля
| Параметры раствора
| | 1
| 2
| 3
| 4
| 5
| | Техническая или морская вода
| Твердые, устойчивые породы, обладающие высокой сопротивляемостью размывающему действию потока; отсутствие нефтегазопроявляющих горизонтов
| -
| -
| ρ=1000-1030;
Т500, Ф30, СНС и рН не регламентируются
| | Солевые
| Устойчивые, весьма устойчивые скальные и полускальные породы, соленосные отложения небольшой мощности
|
|
| Т500=18-28
рН=9-3
|
Продолжение таблицы 17
| 1
| 2
| 3
| 4
| 5
| | Водно-солевые растворы полимеров
| Алмазное бурение малого диматра, в относительно кстойчивых породах, при общей минерализации пластовых вод до 3 %. В качестве дисперсионной среды для получения буровых растворов на основе выбуренных пород.
| ПАА
Каустическая сода
Хлористый калий
| 0,6-1,2
0,1-0,5
18-35
| ρ=1,1-1,25
УВ=18-45
Ф30=6-8
СНС1/10=0
| | ПАА
Соль алюминия
Каустическая сода
Утяжеление минеральными солями
| 0,2-0,4
0,03-0,05
0,1-0,2
20-40
| -//-//-//-
| | Силикатно-гуминовые растворы
| Слабоустойчивые осыпающиеся глинистые сланцы, аргиллиты, премятые зоны тектонических нарушений
|
|
| ρ=1030-1040;
Т500=16-18
Ф30=5-8 рН=8-9
| | Калиевый
|  Эффективны при бурении неустойчивых глинистых сланцев
| Глина
Едкий калий
Хлористый калий
КССБ
КМЦ-500
Флотореагент Т-66, Т-80
| 5-8
0,4
3-4
4-5
0,4
2-3
| ρ=1080
УВ=20-25
Ф=6-9
СНС1/10=0,3/0,7
рН=8,5-10,5
| | Глина
Едкий калий
Хлористый калий
КССБ
Флотореагент Т-66, Т-80
| 3
0,2
5
5
2-3
| ρ=1060
УВ=20-22
Ф=8-10
СНС1/10=1,5/2
рН=9
| | Глина
Едкий калий
Хлористый калий
КССБ
ПАА+углекислый калий
КМЦ-600
Флотореагент Т-66, Т-80
Утяжеление баритом
| 5
0,5
5
1
0,1-0,5
0,4-0,5
1,0-1,5
| ρ=1050-1300
УВ=20-50
Ф=7-7,5
СНС1/10=5/7
рН=9,5
| Продолжение таблицы 17
| 1
| 2
| 3
| 4
| 5
| | Хлоркалиевый
| Неустойчивые глины, глинистые сланцы: рекомендуется применять в высокоминерализованных пластовых водах при использовании крахмала
| Глина
Кальцинированная сода
10 %-ный раствор
Каустическая сода 40%-ный раствор или известь
Окзил
КМЦ-500
Хромпик
Хлористый калий
Флотореагент Т-66, Т-80
Эмульсия полиэтилена
Утяжеление баритом
| 8-12
3-5
1-2,5
2,0-3,0
0,6-1,0
0,5-2,0
5-7
1-1,5
0,1-0,3
| ρ=1200-1800
УВ=60-80
Ф=3-5
СНС1/10=6/9
К+=5000-7000
Са2+<100
рН=8,5-9,5
| | Феррокалиевый
| Неустойчивые глины, глинистые сланцы.
| Сернокислое железо 20 %-ный раствор
Хлористый калий
Известь пушенка
Хромпик
Флотореагент Т-66, Т-80
| 5-10
3-7
0,5-15
1-1,5
1,5-2
| ρ=1020-1080
УВ=20-25
Ф=5-6
СНС1/10=0/1
| | Глина
Железо сернокислое 20 %-ный раствор
Хлористый калий
Известь «пушенка»
Окзил
КМЦ-500 (600)
Жидкое стекло
Сульфонол 30 %-ный раствор
Утяжеление баритом
| 8-10
5-10
3-7
0,5-1,5
1,2-2,5
0,2-0,3
2-3
0,1-0,2
| ρ=1200-1300
УВ=40-60
Ф=3-5
СНС1/10=4/8
рН=7-7,5
|
Продолжение таблицы 17
| 1
| 2
| 3
| 4
| 5
| | Гипсовый
| Слабоустойчивые легкодиспергирующиеся глины, аргиллиты при минерализации до 5% по NaCl, при повышенном содержании Са и Мg и забойных температурах до 159 0С, а также при бурении в гипсах и ангидритах
| Глина
Каустическая сода
Гипс
КССб
| 10-25
0,15-0,3
1,5-3
1-1,5
| ρ=1200-1400
| | Высококальциевый
| Глинистые отложения и аргиллиты
| Глина
ОКССБ
или окзил
Известь 30%-ный раствор
Хлористый кальций
КМЦ-500 (600)
Хромпик
Утяжеление баритом
| 10-15
6-7
4-6
0,3-0,5
0,3-0,8
1-1,5
1-1,5
| ρ=1300-2200
УВ=70-100
Ф=2-8
СНС1/10=9/15
Са2+=4000-5000
рН=8,5-9
| | Полимерхлоркальциевый
| Разбуривание неустойчивых аргиллитоподобных отложений
| ПАА
Окзил
Хлористый кальций
КМЦ-500
Сульфонол 30 %-ный раствор
| 2,0-2,2
1,5-2,5
2-4
0,2-0,3
0,1-0,2
| ρ=1200-1260
УВ=20
Ф=10
рН=6,5-7
| | Алюмокалиевый
| Разбуривание увлажненных отложений при температуре 90 0С
| Глина
Окзил
Известь 30 %-ный раствор
Каустическая сода 10 %-ный р-р
Хлористый калий
Флотореагент Т-66, Т-80
Алюминат натрия или глиноземистый цемент 50 %-ный р-р
Утяжеление баритом
| 8-16
3-7
5-6
5
5-7
1,5-2
1-2
8-10
| ρ=1260-2300
УВ=35-60
Ф=2-5
СНС1/10=4/9
рН=10,5-11,5
К+ <5000
|
| | |  | Продолжение таблицы 17
| 1
| 2
| 3
| 4
| 5
| | Малосиликатный
| Повышение устойчивости ствола скважины при разбуривании осыпающихся пород (мощных отложений гипсов и ангидритов)
| Глина
Кальцинированная сода
Жидкое стекло
КМЦ
(Крахмал)
| 5-7
0,5
3-3,5
0,3
2,5
| ρ=1050-1100
УВ=25
Ф=10-12
СНС1/10=0,8/1,2
рН=11
| | Феррогуматный
|  Сравнительно устойчивые разрезы при отсутствии набухающих и диспергирующих глинистых пород
| Глина
УЩР
Сернокислое железо 20 %-ный р-р
Сульфонол 30 %-ный р-р
| 2-3
1-2
0,5-1,5
0,1-0,2
| ρ=1020-1080
УВ=25-30
Ф=5-6
СНС1/10=1/2
рН=6,5-7
| | Ферросульфатный
| Глина
КССБ
Известь 30 %-ный раствор
КМЦ-600
Сернокислое железо
Флотореагент Т-66, Т-80
Утяжеление баритом
| 8-10
3-10
3-4
0,4-0,6
3-5
1,5-2
| ρ=1260-2300
УВ=60-70
Ф=3-4
СНС1/10=3/6
рН=6,5-7
Fе2+≥2500
| | Ферроакриловый
| Глина
КССБ
Известь 30 %-ный раствор
КМЦ-600
Сернокислое железо
Метас
Флотореагент Т-66, Т-80
| 5-6
3-5
3-4
1-3
0,2-0,3
1,5
| ρ=1160-1200
УВ=25-40
Ф=8-10
СНС1/10=1/2
рН=6,8-8,2
| | Полимерферросульфатный
| Хлористый калий
ПАА
КМЦ -500(600)
ССБ
Вода+сернокисл. железо+мел (15:2:2)
Утяжеление мелом
| 5-7
1-1,5
0,8-1,2
3-5
2-3
| ρ=1020-1160
УВ=18-20
Ф=10-12
СНС1/10=0/0
рН=7
| Продолжение таблицы 17
| 1
| 2
| 3
| 4
| 5
| | Соленасыщенный
| Разбуривание соленосных отложений во избежании кавернообразований без терригенных отложений, высокая забойная температура (до 160 0С)
| Хлористый натрий
Крахмальный реагент
Каустическая сода
| 20-25
3,5-4
0,7-1
| ρ=1080
УВ=65-70
Ф=2-3
СНС1/10=0,3/1,5
рН=7-7,5
| | Глиногидрогеле-вый
| Разбуривание терригенных пород для повышения устойчивости ствола скважины соленосных пород – бишофита, карналлита
| Глина
Карналлит
Едкий натр 30 %-ный
Крахмальный реагент
КМЦ-500 (сухой)
Утяжеление баритом
| 5-6
5,5-6
2,5-3
3,5-4
0,1-0,2
| ρ=1100-1900
рН=7-8
| | Глина
Бишофит
Едкий натр 30 %-ный
КМЦ-500 (сухой)
Крахмальный реагент
МИН-1
Утяжеление баритом
| 4-6
1,8-2
0,6-0,8
0,1-0,2
3,5-4,0
2,5-3
1,-12
| ρ=1250-1900
УВ=40-70
Ф=7-8
Mg2+≥6000
| | На основе гидрогеля магния
| Бишофит
Едкий натр (сухой)
КМЦ-500 (600), сухая
Крахмальный реагент
Утяжеление баритом
| 40-50
2-3
1-2
2-3
| ρ=1300-200
УВ=30-60
Ф=3-6
СНС1/10=3/6
рН=7-7,5
| | Хлористый натрий
Бишофит
Каустическая сода
КМЦ-500
Утяжеление баритом
| 26
12-15
4-6
2-3
|
| | |  | Продолжение таблицы 17
| 1
| 2
| 3
| 4
| 5
| | Слабоизвестковый
| Разбуривание глинистых отложений (температурный предел 160 0С)
| Глина
ССБ
Известь 30 %-ный раствор
Каустическая сода 40 %-ный р-р
| 10-20
8-10
2-3
1,2
| ρ=1200-1300
УВ=35-60
Ф=4-8
СНС1/10=6/9
Са2+=200
рН=9
| | Известковый
|
| Глинистый раствор (ρ-1200)
КССБ
Известь 30 %-ный раствор
Каустическая сода 10 %-ный р-р
Флотореагент Т-66, Т-80
Утяжеление баритом
| Исходный
3-4
6,5-7
1-3
1-2
| ρ=1260-2300
УВ=60-70
Ф=4-5
СНС1/10=3/6
рН=9
| | Полимерглинистый
| Алмазное бурение (твердыми сплавами и бескерновое) использование снарядов ССК и КССК с целью снижения трения колонны о стенки скважины, снижения гидродинамического давления потока, повышения устойчивости стенок.
| Глина
Едкий натр (сухой)
Кальцинированная сода
Гипан
Утяжеление баритом
| 8-10
0,1
0,5
0,3-0,5
| ρ=1080-1200
УВ=20-25
Ф=3-6
СНС1/10=0/0
рН=9
| | Полимерлигносульфонатный
| Разбуривание глинистых отложений, гипсов, ангидридов и карбонатных пород
| ПУЩР 20 %-ный раствор
ФХЛС 40 %-ный раствор
ПАА+6 %-ныйNaCl (1:1,2), 1,2 %-ный
| 10
2
0,8-0,9
| ρ=1030
УВ=17
СНС1/10=0/0
рН=7,5
| | ССБ
Хромпик
ПАА+6 %-ныйNaCl (1:1,2), 1,2 %-ный
| 35-40
0,5
3,2-3,5
| ρ=1060-1080
УВ=17
СНС1/10=0/0
рН=6-7
| | Тяжелые жидкости
(NaCl, CaCl, CaBr)
|  Вскрытие продуктивных горизонтов, заканчивание и глушение скважин с противодавлением в продуктивном пласте, предотвращение кольматации пр. пласта
|
|
| ρ=1400-1820
Ф=9-15
| Продолжение таблицы 17
| 1
| 2
| 3
| 4
| 5
| | Известковобитумный (ИБР)
| Разбуривание легконабухающих, склонных к обвалам глинистых пород, соленосных отложений; вскрытие продуктивных пластов с низкими коллекторскими свойствами
| Дизельное топливо
Высокоокисленный битум
Вода
| 60-70
7-18
4-6
| ρ=950-1100
УВ=200-300
Ф=0-2
СНС1/10=0,8/1,2
| | Известь негашеная
Сульфонол
Петролатум
Каустическая сода
| 17-27
1,0-1,5
0,5-1,0
0,8-1,2
| | Инвертно-эмульсионный
|
| Дизельное топливо (нефть)
Вода
Смесь гудронов
Каустическая сода
| 45-60
35-45
3,5-4
1,5-2
| ρ=960-1120
УВ=35-150
Ф=1-7
СНС1/10=0,3-7,0/0,5-10
Электростабильность 80-150 В
| | _________________________________________
Примечания
1 принятые обозначения: ρ – плотность кг/м3; УВ- условная вязкость, с; Ф- показатель фильтрации см3/30 мин; СНС1/10- статическое напряжение сдвига через 1 и 10 мин, Па; рН – водородный показатель; содержание ионов Са2+, К+ , Fe3+, Мg2+ в мг/л фильтрата.
2 Последовательность реагентов не означает порядок их ввода
|  
Рисунок 3 – Диаграмма выбора бурового раствора
Рисунок 4 – Диаграмма выбора бурового раствора - этап первый.
Рисунок 5 – Диаграмма выбора бурового раствора - этап второй.
Рисунок 6 – Диаграмма выбора бурового раствора - этап третий.
При разбуривании сцементированных песчаников, доломитов, известняков и других устойчивых пород не предъявляют специфические требования к выбору типа бурового раствора. Для этих целей наибольший экономический эффект будут давать такие агенты как техническая вода, пены, аэрированные жидкости и воздух.
Особую сложность представляет выбор типа циркулирующего агента для разбуривания глинистых и хемогенных пород. Если в разрезе скважины глинистые породы представлены в небольшом количестве или отсутствуют, то требования к буровым растворам предъявляются в зависимости от их влияния на коллекторские свойства продуктивных горизонтов. Если мощность пород составляет десятки и сотни метров, то к буровому раствору выдвигаются еще и требования сохранения устойчивости стенок скважины.
Наибольшую сложность представляют интервалы, сложенные чередующимися хемогенными, терригенными и гипсоангидритовыми породами. Здесь необходим научно-обоснованный выбор типа бурового раствора, сохраняющего устойчивость стенок скважины.
При выборе типа бурового раствора для бурения горизонтальных скважин следует учитывать наличие в разрезе скважины осыпающихся глинистых сланцев, стоимостные показатели, забойные температуру и давление, требования защиты окружающей среды. Наиболее подходящими считаются растворы на углеводородной основе, стабильные по составу и обладающие хорошими смазывающими свойствами.
При бурении мерзлых горных пород могут наблюдаться осложнения, связанные либо с замерзанием бурового раствора в стволе скважины, либо с оттаиванием или растворением льда мерзлых пород. Для предупреждения замерзания бурового раствора применяют минерализованные системы с температурой замерзания ниже минимальной температуры мерзлых горных пород. Чтобы предупредить оттаивание мерзлых горных пород, следует применять буровые растворы с низкими теплофизическими константами, например газообразные агенты. В последнем случае исключается и замерзание бурового раствора.
Следует помнить, что тип бурового раствора определяет не только осложнения при бурении, но и в большей мере влияет на эффективность разрушения породы долотом. Поэтому при решении этого вопроса следует анализировать и учитывать отечественный и зарубежный опыт бурения скважин в аналогичных разрезах. При прочих равных условиях всегда следует отдавать предпочтение буровым растворам с минимальным содержанием твердой фазы, вводить противоизносные и смазочные добавки, ингибиторы коррозии.
Отдельно решается вопрос выбора бурового раствора для вскрытия продуктивного пласта. Буровой раствор выбирается так, чтобы предотвратить загрязнение пор продуктивного коллектора твердой фазой и фильтратом бурового раствора. Поэтому при выборе бурового раствора для вскрытия продуктивного пласта следует учитывать следующие рекомендации:
1 Следует применять раствор на углеводородной основе – РУО (безводные или инвертно-эмульсионные) в случаях:
- при низкой проницаемости коллектора (менее 0,05-0,1 мкм2);
- при насыщении коллектора высоковязкой нефтью;
- при аномально низком давлении пласта следует применять безводные РУО аэрированные азотом (вскрытие на депрессии);
- при трещинном и прово-трещинном типе коллектора с проницаемостью более 1 мкм2. В данном случае необходимо применять только безводные РУО.
При наличии в коллекторе набухающих глин водная фаза РУО должна быть минерализована.
2 В остальных случаях допускается применение буровых растворов на водной основе. Если в коллекторе содержатся глины, склонные к набуханию, то применяют ингибирующие буровые растворы, как и для бурения глинистых пород.
3 Наиболее перспективны в настоящее время в плане сохранения коллекторских свойств продуктивных пластов биополимерсодержащие буровые растворы. Способность биополимеров к деструкции (разрушение со временем) предопределяет возможность сохранения естественной проницаемости коллектора.
Как правило, для проводки скважины требуется несколько типов бурового раствора. В курсовом проекте следует представить не менее двух типов буровых растворов для каждого интервала.
|
