Раздел 7. Промывочные жидкости для строительства скважин (стр. 23 )

Stabilose LV (HTL) - карбоксиметилированный полимерный реагент, понизитель фильтрации пресных и минерализованных глинистых растворов, термостойкостью до 110 –1500С, ферментативно устойчив.

Flocgel LV – низковязкий модифицированный крахмал, понизитель фильтрации глинистых растворов с высокой концентрацией одновалентных и двухвалентных катионов (NaCl, KCl, CaCl2, MgCl2), термостойкость до 1200С, полностью биопразлогаем, ферментативная устойчивость зависит от концентрации соли и рН.

Bohramil BR – модифицированный крахмальный реагент, понизитель фильтрации буровых растворов на пресной и морской воде, ингибированных глинистых сланцев, обладает повышенной ферментативной устойчивостью, термостойкость до 1200С. Рекомендуется применять при бурении наклонно направленных и горизонтальных скважин в низкопроницаемых коллекторах и при разбуривании неустойчивых глинистых отложений. Оптимальное содержание реагента в буровом растворе 0,3 – 0,5 %, для ингибирования глинистых пород 1,0 – 3,0 %.

Биополимеры: BW ХC-POLYMER и BW ХCD-POLYMER

Представляют собой порошкообразное вещество от кремового до бронзового цветов, хорошо растворимое в воде.

BW ХC-Polymer и BW ХCD-Polymer предназначены для ингибирования глинистых отложений, повышения вязкости буровых растворов, создания структуры в водном растворе, для обеспечения стойкости системы к сдвиговым воздействиям, снижения фильтрации до 8 см3/30 мин. Эффективны при применении в буровых растворах для разбуривания многолетнемерзлых пород и неустойчивых глинистых отложений в горизонтальных скважинах.

Рекомендуемая рецептура: водный раствор BW ХC-Polymer 0,4-0,5% концентрации; водный раствор BW ХCD-Polymer+ мел + глинопорошок до требуемой плотности.

Для обработки расчетный объем реагента растворяется в воде до кондиционного состояния и вводится в течение одного-двух циклов циркуляции в буровой раствор с целью доведения его технологических параметров до проектных значений.

По рекомендациям и справочным данным полимерный раствор обрабатывается дополнительными реагентами, предотвращающими ферментативное разложение биополимеров (реагентами-бактерицидами).

BW ХC-Polymer и BW ХCD-Polymer хранится в закрытых складских помещениях в закрытой таре, исключая попадания влаги. Биополимеры относятся к малотоксичным реагентам, лимитирующий показатель - токсикологический.

KELZAN ХCD

Kelzan ХCD - линейный полисахарид с высоким молекулярным весом, ксантановая смола, хорошо растворяется в воде. Представляет собой мелкодисперсный порошок желтоватого цвета. Предназначен для регулирования вязкости в водных буровых растворах.

Kebzan ХCD эффективен как в пресной, так и в морской воде, без каких-либо других добавок. Реагент способен к гелеобразованию и может реагировать с ионами хрома. Среда с высоким содержанием кальция и высоким рН будет способствовать осаждению реагента.

Kelzan ХCD рекомендуется применять при потерях бурового раствора за счет фильтрации в проницаемые породы. Обычная концентрация в растворах на пресной воде составляет 1,5-3,0 кг/м3; а в растворах на соленой воде - 3,0-6,0 кг/м3. Добавляется через бункер со скоростью 15-30 мин/мешок.

КЕМ Х (КЕМ TRON. INC)

КЕМ Х - высококачественный ксантановый биополимер, производимый фирмой KEM TRON, обеспечивает требуемые реологические свойства раствора, улучшает удерживающие и выносящие свойства, снижает зону вторжения раствора и фильтрата в пласт. Полностью биоразлагаем, растворим в кислотах.

Состав биополимерного раствора плотностью 1080-1100 кг/м3: хлорид натрия 13-15 %; КМЦ (Tylose ЕС7) 1,2-1,4 %; КЕМ Х 0,15-0,2 %; СРЖН 0,25- 0,3%; вода остальное.

KEM PAS (фирма Kem Tron, Inc)

Kem Pas - среднемолекулярный сополимер полиакрилата натрия с высоким анионным зарядом. Представляет собой порошок светло-желтого цвета влажностью до 5%. Хорошо растворим в воде, не подвержен бактериальному разложению. Приблизительный удельный вес реагента - 0,80г/см3, реагент хорошо растворяется в воде.

Kem Pas применяется для регулирования фильтрации буровых растворов на пресной и минерализованной воде. Для обеспечения максимальной эффективности уровень растворенного кальция в фильтрате не должен превышать 200 мг/л (0,02%).

Обычая дозировка реагента для регулирования фильтрации составляет от 1,42 до 2,85 кг/м3.

В случае малоинтенсивного снижения фильтрации бурового раствора рекомендуется обработку произвести вводом только Kem Pas с целью увеличения активности глинистой фазы выбуренной породы. Перенасыщение раствора полимерами приводит к его расслоению. В этом случае рекомендуется частично обновить раствор свежеприготовленным бентонитовым раствором.

POLY KEM D (фирма M-I Drilling Fluids)

Poly Kem D - высокомолекулярный полиакрилат/ полиакриламид с анионным зарядом (обменным комплексом). Представляет собой мелкодисперсный порошок белого цвета или жидкость, хорошо растворимые в воде. Удельный вес реагента 1,07 г/см3.

Poly Kem D используется для придания вязкостных свойств растворам без твердой фазы. Реагент является селективным флокулянтом и ингибитором глин и глинистых сланцев, в том числе и в растворах солей типа КСl, совместим с другими реагентами.

Оптимальное содержание реагента Poly Kem D - 0,05-0,3% по весу от объема раствора. Малоустойчив к ионам кальция.

Реагент вводится в буровой раствор через всасывающую линию буровых насосов.

POLY PLUS (фирма M-I Drilling Fluids)

Poly Plus - высокомолекулярный полиакрилат/полиакриламид с анионным зарядом. Представляет собой мелкодисперсный порошок белого цвета или жидкость, хорошо растворимые в воде. Удельный вес реагента - 1,07 г/см3.

Poly Plus используется для регулирования вязкости растворов без твердой фазы, снижает набухаемость глинистых отложений. По эффективности снижения фильтратоотдачи глинистых суспензий Poly Plus превосходит Cypan приблизительно в 2 раза. Реагент является сильным флокулянтом грубодисперсных частиц.

Оптимальная добавка реагента Poly Plus составляет 0,1-0,4%. Приготовление водного раствора более высокой расчетной концентрации осуществляется в гидромешалке, куда загружается необходимое количество реагента, наливается вода и производится перемешивание в течение 20-30 минут до полного растворения реагента. Водный раствор Poly Plus вводится в буровой раствор через всасывающую линию буровых насосов. Poly Plus уязвим к действию ионов кальция.

7.6. Обоснование типа, параметров и качества промывочной жидкости

Решение задачи обоснования вида промывочной жидкости начинают с анализа геологических условий бурения – разделения геологического разреза на определенные интервалы, сходные по условиям бурения. При этом критериями выделения пород в единый технологический интервал является однородность минералогического состава горной породы, содержание ней близких по составу и степени минерализации пластовых флюидов, температура пластов, их проницаемость и пористость, величины пластовых давлений и давлений гидроразрыва пород, наличие зон возможных осложнений (прежде всего осыпи, обвалы, набухание глинистых разностей пород, наличие многолетнемерзлых пород, проявляющие и поглощающие пласты, наличие соленосных отложений и т. д.).

Анализ пород разреза должен базироваться на степени его изученности, то есть опыте бурения скважин в данном районе (РД, инструкции, карта поинтервальной обработки, ГТН, проекты и т. д.). При этом особое внимание должно уделяться анализу влияния достигнутого уровня технологии бурения и технологических параметров применяемых промывочных жидкостей на успешность безаварийной проводки скважин на данной площади или месторождении. При выделении в разрезе технологического интервала должны учитываться возможности самопроизвольного искривления вертикальных скважин или решение специальных задач при наклонно-направленном, особенно кустовом бурении (наличие интервалов профиля скважины, требующих регулирования свойств бурового раствора). Следует отметить, что разделение разреза на интервалы условно одинаковой буримости при проектировании режимов бурения и выборе типов долот не всегда и не обязательно должно совпадать с разделением разреза на технологические интервалы при проектировании карты поинтервальной обработки скважин на данном месторождении. При этом продуктивный пласт выделяется, как правило, в отдельный технологический интервал. Если возможны альтернативные варианты разделения разреза, то в первую очередь в этом случае должны учитываться эксплуатационные затраты на бурение данного технологического интервала. Разрез скважины, должен быть разделен, не менее чем на девять технологических интервалов.

Свойства буровых растворов в комплексе с технологическими мероприятиями и технологическими средствами должны обеспечивать безаварийные условия бурения с высокими технико-экономическими показателями при условии качественного вскрытия продуктивных горизонтов.

Параметры промывочной жидкости определяются в первую очередь необходимостью создания гидростатического давления в стволе скважины, препятствующего проявлению пластового и порового давления геологических формаций. Кроме того, состав и свойства промывочной жидкости должны способствовать предупреждению обвалов и осыпей пород, слагающих разрез скважины, обеспечивать создание минимальной зоны проникновения фильтрата в продуктивные пласты и своими реологическими свойствами способствовать максимальной реализации технических характеристик забойных двигателей и наземного оборудования, качественной промывки ствола скважины и выносу шлама.

Одним из основных показателей бурового раствора является плотность, которая выбирается исходя из требований правил безопасности, особенностей геологического строения разреза и опыта бурения скважин в аналогичных условиях. Плотность бурового раствора в интервалах совместимых условий бурения должна определятся из расчета создания столбом бурового раствора гидростатического давления в скважине превышающего пластовое (поровое давление) на величину:

- 10-15 % для скважин глубиной до 1200 м (интервалов от 0 до 1200 м) но не более 15 кгс/см2;

- 5 % для скважин глубиной более 1200 м (интервалов от 1200 м до проектной глубины), но не более 25 кгс/см2;