Полимерные буровые растворы. Эволюция «из грязи в князи». Нефть в буровых растворах


Сэкономишь на растворах – потеряешь на дебитах - Бурение и Нефть

Журнал входит в перечень ВАК

(495) 979-13-33, (495) 971-65-84, (925) 384-93-11, (909) 670-44-09, тел./факс: (499) 613-93-17

Saving the fluids, you’ll lose the flow rate

Представляем результаты проведенного редакцией экспресс-опроса на тему: «Роль буровых, тампонажных растворов и систем очистки в процессе бурения нефтяных и газовых скважин».

We present the results of a survey conducted by the editorial staff on the topic: «Role of drilling fluids, cementing slurries and cleaning systems in the drilling process».

Нельзя не оценить исключительной важности буровых растворов и других технологических жидкостей в процессе бурения.Действительно, буровые растворы – это передача энергии на забойный двигатель, это вынос шлама, это смазка, это предупреждение выбросов, это влияние на реологию пласта и т. д. и т. п. Все просто и понятно. И вместе с тем несказанно сложно. Чертовщина кроется в мешке с мелочами: в химии, в рецептуре, в очистке, в тончайших соотношениях компонентов, удельных весах и т. д. Мы адресовали несколько вопросов компаниям, профессионально занимающимся технологическими жидкостями для бурения нефтяных и газовых скважин, и потребителям их продукции. Из красок отдельных мнений специалистов появилась довольно-таки цельная, но не однозначная «картина маслом» использования буровых и тампонажных растворов и систем очистки. Четыре вопроса для экспресс-опроса
  1. Какая доля расходов в строительстве скважин приходится на буровые, тампонажные растворы и системы очистки?
  2. Продукцию каких производителей буровых, тампонажных растворов и систем очистки вы предпочитаете использовать?
  3. Чем грозит неправильный подбор бурового и тампонажного раствора при строительстве конкретной скважины?
  4. Как соотносятся цена и качество отечественных и импортных буровых и тампонажных растворов, а также систем очистки?

Редакция журнала «Бурение и нефть»

ВАЖНО ПОМНИТЬ, ЧТО СКВАЖИНА – ВЕЧНОЕ СООРУЖЕНИЕ В НЕДРАХ ЗЕМЛИ

Р.М. ФЕЦЕНЕЦ начальник Управления строительства скважин ООО «Газпромнефть-Хантос» г. Ханты-Мансийск[email protected] Главная задача бурового раствора – не навредить, но при этом необходимо:
  • минимизировать экологическую нагрузку на природу и сохранить ее первозданность;
  • сохранить коллекторские способности продуктивного пласта, а в некоторых случаях улучшить проницаемость коллектора;
  • обеспечить устойчивость открытой части ствола, создать прочную тонкую корку на стенках ствола скважины, которая станет барьером для фильтрации как бурового, так и цементного растворов;
  • создать условия для успешного спуска обсадных колонн до проектных глубин и обеспечить сцепление тампонажных растворов как с обсадной колонной, так и со стенками скважины;
  • обладать способностью легко снимать воздействие кольматационных корок в процессе вызова притока пластового флюида;
  • обеспечить легкую циркуляцию и передачу энергии движения в энергию вращения породоразрушающего инструмента. Хорошая выносная способность раствора – это качественная очистка скважины от выбуренной породы;
  • обладать способностью к выполнению экологической задачи – минимизировать сбросы отработанных растворов;
  • создать условия для безопасной работы в продуктивных пластах, создавая противодавление на пласт.
(1) Буровые и тампонажные растворы, используемые при строительстве наклонно-направленных скважин со смещениями забоев не более 2000 м от вертикали, имеют равные стоимостные значения за исключением специального назначения или горизонтальных скважин – стоимость раствора на которых может превышать стоимость обычных наклонно-направленных скважин в десятки раз. Для успешной проводки скважин и минимизации затрат на их строительство необходимо применять ультрасовременное оборудование очистки буровых растворов. В основном это импортное оборудование. Процентная доля стоимости такого оборудования в общей цене буровой установки за последние 10 лет значительно выросла. (2) Крепление направлений и кондукторов (большая часть объема) выполняется на отечественном оборудовании. Для качественного и успешного крепления эксплуатационных колонн глубиной более 2500 м, в основном, используются мощное современное импортное оборудование и тампонажные смеси иностранных фирм – «Халлибуртон», «Шлюмберже» и др. Ценовые предложения отечественных и иностранных фирм соизмеримы. (3) В мире существует огромная проблема перетоков нефти и газа и их выхода на устье скважины. В основном, это проблема старых месторождений. Предотвращать это явление можно только высоким качеством работ на всех этапах строительства скважин. И всем, кто имеет отношение к строительству скважины, надо помнить, что скважина – это вечное сооружение в недрах земли.Неправильный выбор типа бурового раствора сказывается, прежде всего, на:
  • продуктивности скважин;
  • технико-экономических показателях бурения.
В плане влияния выбора типа бурового раствора на продуктивность особенно показательны горизонтальные скважины, так как в отличие от наклонно-направленных горизонтальные скважины обычно заканчиваются открытым забоем. В таком варианте заканчивания практически полностью результат по продуктивности определяется качеством первичного вскрытия и, соответственно, правильным выбором типа бурового раствора и его параметрами. Неправильный выбор типа бурового раствора, несмотря даже на его высокое качество, приводит иногда к снижению продуктивности горизонтальной скважины в несколько раз. В последнее время заказчики даже в условиях Западной Сибири иногда выбирают раствор на углеводородной основе (РУО) для первичного вскрытия, несмотря на его дороговизну (на порядок выше, чем у раствора на водной основе), с тем чтобы увеличить продуктивность горизонтальных скважин. И такой выбор, зачастую, оказывается совершенно оправданным, так как результат по продуктивности полностью окупает понесенные затраты.Особая тема – это выбор типа и состава бурового раствора для массового бурения

burneft.ru

ПРИМЕНЕНИЕ НЕФТИ В КАЧЕСТВЕ СМАЗОЧНОЙ ДОБАВКИ В БУРОВОМ РАСТВОРЕ (НА ПРИМЕРЕ ЯРАКТИНСКОГО НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ) | Шакирова

Петров Н.А., Давыдова И.Н. Использование полидиметилсилоксанов в качестве смазочных добавок глинистых буровых растворов // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». 2013. № 5. С. 54-72. URL: http://ogbus.ru/authors/Petrov NA/PetrovNA_24.pdf

Петров Н.А., Давыдова И.Н. Исследование реагентов разжижителеи, пеногасителей и ингибиторов в составе промывочных жидкостей // Нефтегазовое дело. 2013. Т. 11, № 2. С. 44-51

Петров Н.А. Исследование полимеров ближнего и дальнего зарубежья в сравнении с отечественными реагентами для промывочных жидкостей // Нефтегазовое дело. 2016. Т. 14. № 2. С. 28-33

Шакирова Э.В., Аверкина Е.В., Сабиров Т.Р. Влияние смазочных добавок на характеристики бурового раствора, применяемого при бурении скважин в Восточной Сибири // Известия Сибирского отделения Секции наук о Земле Российской академии естественных наук. Геология, поиски и разведка рудных месторождений. 2016. №3. С. 86-94

Сабиров Т.Р., Шакирова Э.В. Исследование смазочных добавок для бурения скважин в Восточной Сибири // Наука и инновации в современных условиях: сб. статей междунар. науч.-практ. конф. 2016. С. 136-138

Шакирова Э.В., Аверкина Е.В., Сабиров Т.Р., Стратичук И.И. Исследование влияния смазочных добавок на характеристики бурового раствора // Геология, поиски и разведка полезных ископаемых и методы геологических исследований: матер. Всеросс. науч.-техн. конф. с междунар. участием. Иркутск: ФГБОУ ВПО «ИрНИТУ», 2016. С. 140-147

Аверкина Е.В., Шакирова Э.В., Фокин Ю.В. Исследование реагентов-пеногасителеи в составе бурового раствора // Известия Сибирского отделения Секции наук о Земле Россиискои академии естественных наук. Геология, разведка и разработка месторождении полезных ископаемых. 2017. Т. 40. № 3. С. 90-98

Булатов А.И., Макаренко П.П., Проселков Ю.М. Буровые промывочные и тампонажные растворы. М.: Недра, 1999. 424 с

Рязанов Я.А. Энциклопедия по буровым растворам. Оренбург: Изд-во «Летопись», 2005. 663 с

Бурыкин М.Б., Рохина Е.Ф. Перспективы получения топлив при компаундировании Верхнечонской нефти в сырье НПЗ // Вестник ИрГТУ. 2013. № 2(73). С. 137-140

Ахметов С.А., Сериков Т.П., Кузеев И.Р., Баязитов М.И. Технология и оборудование процессов переработки нефти и газа. СПб.: Недра, 2006. 868 с

Рохманько Е.Н., Елашева О.М., Плешакова Н.А. и др. Нефть Юрубчено-Тохомского месторождения // Нефтепереработка и нефтехимия. 2010. № 4. С. 3-7

Ламбин А.И., Иванишин В.М., Сираев Р.У., Аверкина Е.В., Шакирова Э.В., Коротков А.В. Исследование влияния состава эмульсионных буровых растворов на их показатели // Известия Сибирского отделения Секции наук о Земле Российской академии естественных наук. Геология, поиски и разведка рудных месторождений. 2015. № 4. С. 58-66

Вахромеев А.Г., Иванишин В.М., Сираев Р.У., Разяпов Р.К., Данилова Е.М., Сверкунов С.А. Геологические аспекты применения технологии первичного вскрытия сложенных карбонатных коллекторов рифея на «управляемом давлении» // Бурение и нефть. 2013. № 11. С. 30-33

Повалихин А.С., Калинин А.Г., Бастриков С.Н., Солодкий К.М. Бурение наклонных, горизонтальных и многозабойных скважин. М.: Изд-во «ЦентрЛитНефтеГаз», 2011. 647 с

ngdelo.ru

Полимерные буровые растворы. Эволюция «из грязи в князи» - Бурение и Нефть

Журнал входит в перечень ВАК

(495) 979-13-33, (495) 971-65-84, (925) 384-93-11, (909) 670-44-09, тел./факс: (499) 613-93-17

Polymer drilling muds. Their evolution «from rags to riches»

V.OVCHINNIKOV, N.AKSENOVA, L.KAMENSKI, V.FEDOROVSKAYATyumen state oil and gas University

В статье приведен обзор полимерных буровых растворов и их эволюции – процесс совершенствования от «буровой грязи» с момента возникновения бурения и до современных многокомпонентных и многофункциональных систем. Предложена классификация полимерных реагентов, применяемых в буровых промывочных жидкостях.

The article provides an overview of polymer drilling mud and their evolution-improvement process of «drilling dirt» since the beginning of drilling up to modern multicomponent and multifunctional systems which are currently used. The classification of polymeric reagents used in circulating fluids is offered.

При строительстве скважин вынос разрушенной породы на устье скважины осуществляется циркуляцией промывочной жидкости. С развитием технологии бурения, технических средств, из-за изменения термобарических условий, увеличения доли трудноизвлекаемых запасов и т. д., предъявляемые к промывочным жидкостям требования постоянно расширяются, а вместе с ними претерпевают изменения и их рецептуры, физико-механические и химические свойства: от «буровой грязи» (начало возникновения бурения в III – IV вв. – бурение неглубоких скважин в середине XX вв.) до сложных многокомпонентных систем с регулируемыми в широком диапазоне технологическими свойствами (в настоящее время). Это буровые растворы на водной основе (в т.ч. и вода), на углеводородной основе (в т.ч. и нефть), газообразные растворы (в т.ч. воздух и газ) и пены (рис. 1). Здесь немаловажная роль отводится сотрудникам отраслевых институтов и предприятий (НПО «Бурение», «СургутНИПИнефть», «СибНИИНП», «ТюменНИИгипрогаз» и др.), высших учебных заведений (УГТНУ, ТюмГНГУ, РГУ им. И.М. Губкина и др.)

Рис. 1. Классификация буровых промывочных жидкостей [1]

Развитие химической промышленности и вместе с ней разработка высокомолекулярных соединений, полимеров способствовали их применению при строительстве скважин.Первый полимерсодержащий буровой раствор был применен в США в середине 50-х годов прошлого столетия. Он состоял из бентонитового порошка, полимера (сополимер винилацетата и малеиновой кислоты) и кальцинированной соды [2]. Полимер обладал флокулирующими и загущающими свойствами. В России в 1934 г., по предложению В.С. Баранова и З.П. Букса, использованы гуматные реагенты (УЩР), которые по современным представлениям являются полимерами с широким диапазоном молекулярных весов, образованных конденсированными ядрами и боковыми цепями с функциональными группами [3]. За рубежом гуматные реагенты получили распространение лишь после Второй мировой войны, хотя первый патент на применение гуматов для обработки буровых растворов был выдан в США еще в 1935 г. Наиболее широко в нашей стране полимерсодержащие буровые растворы начали применять в первой половине 1970-х гг. Этому в немалой степени способствовали работы Б.А. Андрессона, О.К. Ангелопуло, Р.С. Ахмадеева, Г.Д. Дедусенко, Э.Г. Кистера, Г.В. Конесова, Я.М. Курбанова, М.И. Липкеса, Р.Р. Лукманова, М.Р. Мавлютова, К.Л. Минхайрова, В.П. Овчинникова, А.И. Пенькова, У.А. Скальской, М.К. Турапова, А.У. Шарипова, И.Ю. Хариева и многих др. Эволюция составов полимерных буровых растворов двигалась в направлении от обеспечения стабильности функциональных свойств нарабатываемого «самозамесом» в процессе разбуривания пород бурового раствора к обеспечению максимально возможного сохранения коллекторских свойств продуктивного пласта при его вскрытии. Как любое развитие (от простого к сложному) первоначально применение полимеров в буровой практике обусловливалось стремлением повышения механической скорости и проходки. Со временем, с изменением геологических условий залегания продуктивных пластов (увеличением глубины скважин, температур, давлений и наличием несовместимых зон), буровые растворы становятся ингибированными, устойчивыми к воздействию пластовых условий и экологически чистыми. Они приобретают способность обеспечивать устойчивость пород в скважине и сохранять их коллекторские свойства (рис. 2).

Рис. 2. Эволюция полимерных буровых промывочных жидкостей

Например, использование рецептур с добавками полимерных реагентов (КМЦ) и органосиликата натрия ГКЖ-10, 11 [4] для гидрофобизации выбуренной породы и понижения вязкости глинистых растворов позволило улучшить состояние стенок скважин, ограничить содержание нефти в растворе и, соответственно, повысить качество цементирования скважин. Решение проблемы сокращения сроков строительства скважины, снижения осложнений и других вопросов обусловило применение полимерглинистых буровых растворов с добавками акриловых полимеров, в основе защитного действия которых лежат ряд физических и химических явлений, связанных со структурой полимера, его концентрацией, а также характером взаимодействия с дисперсионной средой и дисперсной фазой. В погоне за метрами при низкой аварийности, при отсутствии осыпей, обвалов, потерь бурового раствора и других осложнений совершенно не уделялось внимания сохранности продуктивного пласта. Буровики нещадно «губили» пласты, а разработчики не могли «выжать» из скважины желаемый дебит. Поэтому следующим эволюционным шагом в развитии рецептур буровых растворов стала разработка промывочных жидкостей, позволяющих сохранять коллекторские свойства пласта. На передний план выходят безглинистые буровые растворы (ББР), содержащие природные органические полимеры – биополимеры и природные модифицированные полимеры. Биополимеры – класс полимеров, встречающихся в природе в естественном виде, входящих в состав живых организмов: белки, нуклеиновые кислоты, полисахариды. К природным модифицированным полимерам относятся полусинтетические смолы, получаемые при химической модификации целлюлозы и представляющие смесь полимергомологов общей формулы [С6Н702 (ОН)3]2n, которые отличаются величиной коэффициента n, т.е. длиной цепей [3].Следует отметить, что многие исследователи в области буровых растворов не делают четкого разграничения между полимерами, полисахаридами, биополимерами, модифицированными полимерами при анализе и сравнении полимеров различных классов. Иногда можно встретить определение КМЦ как биополимера, или, например, считают, что биополимерные компоненты буровых растворов (биополимеры), – это только микробные полисахариды, продуцируемые на углеводах. Такое мнение ошибочно. Классификационная схема полимеров, предлагаемая нами, представлена на рис. 3.

Рис. 3. Классификация полимеров, применяемых в буровых растворах

Безглинистые полимерные системы наиболее полно отвечают требованиям промывки скважин, в том числе с горизонтальными стволами, и находят все большее применение в буровой практике. Данным системам свойственно изменение в широком диапазоне реологических свойств, что обеспечивает эффективную работу породоразрушающего инструмента за счет резкого снижения вязкости при высоких скоростях сдвига и мгновенной фильтрации, а в то же время – достаточно высокую выносящую способность бурового раствора за счет тиксотропного восстановлении структуры в режиме низких скоростей сдвига. Безглинистые полимерные системы способны снижать гидравлическое сопротивление в трубном пространстве при турбулентном режиме, уменьшая тем самым гидродинамическое давление и негативное воздействие на пласт. Благодаря вязкоупругим свойствам они могут увеличивать фильтрационное сопротивление пористой среды, снижая возможность гидроразрыва пласта.При разработке рецептуры безглинистого бурового раствора основной задачей является выбор полимерного реагента, способного в процессе строительства скважины обеспечить формирование кольматационного экрана в ПЗП, который деструктурируется после окончания строительства скважины, тем самым обеспечивая восстановление фильтрационно-емкостных свойств продуктивного пласта.Типичным примером модифицированных природных полимеров является натриевая соль карбоксиметилцеллюлозы (Na–КМЦ). КМЦ была получена в 1933 г. С.Н. Даниловым и Н.И. Крестинской. Промышленный метод производства разработали Ш.З. Финкельштейн, К.Ф. Жигач, Е.М. Могилевский [3]. В первое время в бурении применялись низкомолекулярные марки карбоксиметилцеллюлозы со степенью полимеризации 250 – 600 [5]. В ходе исследовательских изысканий отечественными учеными И.М. Тимохиным, Э.Г. Кистером, В.Д. Городновым и др. в 1970-х гг. было установлено, что реологические характеристики растворов КМЦ зависят от ее концентрации в растворе, фракционного состава, степени полимеризации и содержания электролитов [2, 3, 5]. В.Н. Тесленко исследована термоокислительная деструкция КМЦ и предложены ингибиторы [6]. Позднее был предложен метод получения термостойкой модификации Na–КМЦ пролонгированного действия (ВЭЦ–Т), карбоинол [7]. После перехода на рыночные отношения направление простых эфиров целлюлозы, в т.ч. карбоксиметилцеллюлозы (КМЦ), получило новый импульс развития. За последние годы в России созданы производства КМЦ во Владимире, Краснокамске, Бийске, Екатеринбурге, Казани и Нижнем Новгороде, организовано производство КМЦ в Беларуси (г. Светлогорск) и в Украине (г. Днепродзержинск), [9]. Постоянно проводятся работы по получению модифицированных реагентов на основе КМЦ с новыми свойствами (например, полианионная целлюлоза (ПАЦ). В частности, ЗАО «Полицелл» выпускает три марки ПАЦ, различающиеся вязкостью: ПАЦ–В, ПАЦ–Н и ПАЦ–УН. Зарубежными аналогами являются высоковязкие марки РАС–R (фирма Baroid), Tylose ECH (фирма Clariant), Celpol R (фирма Noviant) и низковязкие марки РАС–L (фирма Baroid) и IDF FLR XL(фирма IDF). Производство водорастворимых простых эфиров целлюлозы достигает около 380 тыс. т/год, из которых 180 тыс. т/год составляет КМЦ. Остальное приходится на другие водорастворимые эфиры целлюлозы, в том числе: 114 тыс. т/год – метилцеллюлоза и ее производные, 65 тыс. т/год – гидроксиэтилцеллюлоза и карбоксиметилгидроксиэтилцеллюлоза. Наблюдается их ежегодный прирост, составляющий около 2%. Полимер КМЦ является самым распространенным реагентом для обработки буровых растворов. Одновременно активно применяется крахмал. В состав рецептур буровых растворов его впервые ввели в 1933 г. в штате Техас – для снижения фильтрации минерализованного раствора. Эволюционное развитие крахмальных реагентов в буровых растворах шло в направлении их модифицирования как путем тщательно дозированной клейстеризации и конденсации, так и регулируемой деполимиризацией с помощью некоторых реагентов. Известны различные методы модификации крахмала – путем декстринизации кислотой, фосфатирования, окисления, обработкой ферментами, аминами, альдегидами и т.д. [3]. Низкая биостойкость крахмала способствовала созданию на его основе химических реагентов, обладающих устойчивостью к биодеструкции. Известно применение в качестве ингибиторов деструкции крахмала экстрактов дуба, ели, ивы и сульфита натрия, фенолформальдегидной смолы, этаноламина. Мировым лидером по производству крахмальных реагентов из картофеля является компания AVEBE (Нидерланды), фирменными марками которой являются Flocgel, Stabilosе, Borhamyl.Один из первых биополимерных реагентов, продуцируемых на углеводах, применяемых в буровых растворах, был ксантан, который начали применять в середине 60-х годов прошлого века под названием «ХС-полимер». Основаниями получения (на основе доступных отечественных материалов и штамма – продуцента бактерий рода Xanthomonas campestris, Х. begonia, Х. мalvacearum) явились результаты исследований, изложенных в публикации сотрудников ВНИИБТ (Н.М. Колодковой, Г.Я. Дедусенко, М.И. Липкеса) [10]. В 1980-х ВНИИКРнефть в содружестве с Северо-Кавказским филиалом предложили в качестве основы бурового раствора биополимер, продуцируемый дрожжами Cryplococсus laurentii – криптан [11]. В последующее десятилетие интерес к биополимерам как компонентам буровых растворов не ослабевал, что выражалось в изучении их механизмов взаимодействия с солями и глинистыми породами, комплексования с органическими соединениями, разработке рецептур промывочных жидкостей. C 1995 г. в России осуществляется производство в промышленных масштабах биополимерного продукта БП-92 (разработан НТО «ИТИН»), являющегося результатом процесса жизнедеятельности микроорганизмов Azotobacter vinelandii.Сегодня широко известны системы буровых растворов на основе биополи

burneft.ru

Выбор ингибирующего бурового раствора в системе «буровые растворы» при строительстве скважин в ОАО «Сургутнефтегаз» - Бурение и Нефть

Журнал входит в перечень ВАК

(495) 979-13-33, (495) 971-65-84, (925) 384-93-11, (909) 670-44-09, тел./факс: (499) 613-93-17

Choice inhibits mud in the mud during well construction in Surgutneftegaz

YU. ZMEEV, Surgut drilling department № 3 Surgutneftegaz OJSC

Геологический разрез месторождений Западной Сибири представляет собой чередование глин, глинистых сланцев, алевролитов и песчаников. Как правило, интервалы, сложенные глинистыми породами, склонны к повышенной кавернозности, осыпям и обвалам стенок скважины, образованию шламовых пробок. Осложнения, связанные с нарушением устойчивости стенок ствола скважины, выражаются в посадках – затяжках бурильной колонны, прихватах, непрохождении геофизических приборов, сальникообразовании, потерях циркуляции.

Presents the results of industrial tests borsilikte reagent during drilling.

На данный момент для бурения под эксплуатационную колонну в ОАО «Сургутнефтегаз» применяется естественно наработанный буровой раствор 4-го класса опасности, в основном это глинистые растворы на основе акриловых полимеров. Однако существуют условия, в которых применение обычного классического раствора на основе полиакриламидов может быть сопряжено с рядом сложностей. Одним из таких обстоятельств является получившее в последнее время широкое распространение на месторождениях Западной Сибири бурение под эксплуатационную колонну одним или двумя долблениями, без проведения промежуточных подъемов. Бурение по такой технологии заставляет предъявлять повышенные требования к буровому раствору по отношению к выносу шлама из скважины и обеспечению качественного процесса строительства в целом и характеристикам, обеспечивающим повышенные удерживающие и выносящие способности, особенно при вскрытии геологических разрезов Алымской, Вартовской, Мегионской свит и Юрской системы. И это приводит к непроизводительным временным затратам по проработкам и дополнительным промывкам ствола скважины при СПО.Успех бурения скважин в значительной степени зависит от состава и свойств буровых растворов, которые должны обеспечивать безопасность и безаварийность ведения работ при высокой скорости бурения и качественное вскрытие продуктивного пласта. Применение буровых растворов с регулируемыми свойствами оправданно требует значительных средств, зато экономит затраты времени на работы, связанные с авариями, осложнениями, проработками и промывками, длительностью и результатами освоения. Несмотря на возросший уровень технологий бурения глубоких скважин с различными углами наклона, в интервалах залегания глинисто-аргиллитовых горных пород возникают осложнения в виде осыпей и обвалов. На борьбу с осложнениями ежегодно затрачивается от 4 до 10% календарного времени. Поэтому предотвращение осложнений, в особенности при бурении глинисто-аргиллитовых горных пород, остается актуальным вопросом.В настоящее время одним из главных требований к буровому глинистому раствору, предназначенному для бурения проницаемых интервалов скважин, является его минимальная фильтрация. Рядом ученых была сформулирована концепция направленного создания практически непроницаемых барьеров в разрезах скважин за счет применения полимерных растворов с использованием классического закона подземной гидравлики – закона Дарси и формулы притока Дюпюи.В теории фильтрации пластовых флюидов по закону Дарси и притока флюидов из пласта в скважину согласно уравнению притока Дюпюи одним из параметров является динамическая вязкость фильтрующихся пластовых флюидов.Вязкость динамическая определяется (μg):μg = μк · ρ · К · Т, (1)где μк – кинематическая вязкость;ρ – плотность раствора, г/см3;Т – время истечения, с;К – константа прибора.Исходя из вышесказанного, по мере накопления практических знаний по особенностям разбуривания месторождений, мы поставили себе задачу получения наилучшего решения быстрой и безаварийной проводки скважины с сохранением коллекторских свойств продуктивного пласта путем выбора реагентов и рецептуры ингибирующих буровых растворов. На данный момент в качестве ингибирующих добавок применяются минеральные соли (хлориды калия, натрия, кальция, магния, гипс, алюминиевые квасцы), кремнийорганические жидкости, мыла жирных кислот, жидкое стекло и другие. Нам предложен для промышленных испытаний борсиликатный реагент (БСР). В нем используется комбинированный ингибитор, содержащий силикаты, бораты и фосфаты натрия, а также кремнийорганику. Состав названных компонентов показал высокую эффективность за счет новых веществ, возникших при соединении компонентов. При проведении промышленных испытаний на всех стадиях строительства скважин: бурении под кондуктор, эксплуатационную колонну, бурении под хвостовик борсиликатный реагент позволил производить все технологические операции без осложнений с высоким качеством выполнения требований групповых рабочих проектов.Данный химический реагент БСР выбран с учетом горно-геологических условий и соблюдения следующих требований:
  • безаварийной проводки скважин в комплексе с технологическими мероприятиями;
  • повышенной удерживающей и выносящей способностями выбуренной породы;
  • сохранения устойчивости стенок скважины, особенно при строительстве кондукторов всех типов скважин.
Использование данной рецептуры позволяет повысить эффективность применяемых буровых растворов при бурении скважин, улучшить качество проектных решений, повысить срок эксплуатации бурового оборудования, свести к минимуму возможные отклонения в процессе строительства скважин.БСР представляет собой растворимый в воде высокоактивный ингибитор глин, используемый в буровых растворах на основе пресной или соленой воды. Реагент применяется в буровых растворах для стабилизации неустойчивых пород, слагающих ствол скважин. Благодаря химической стабилизации глинистые частицы породы сохраняют размер, достаточный для легкого удаления в системе очистки, то есть не подвергаются диспергированию и не приводят к залипанию сеток вибрационных сит. Это, в свою очередь, снижает потребность в разбавлении и утилизации больших объемов бурового раствора, снижает общий расход химреагентов. Сокращение диспергирования ведет к уменьшению сальникообразования, то есть налипания разбуренной породы на долото и КНБК. Снижение вязкости бурового раствора при вводе БСР позволяет вести бурение при высоких механических скоростях проходки, вырабатывая шлам более крупных размеров, который достигает вибрационного сита в твердом виде. Силикатный реагент придает буровым растворам стабильность при повышенных температурах. После ввода БСР в буровой раствор происходит усиление армирующей способности фильтрационной корки, что одновременно положительно сказывается на фильтрационных характеристиках раствора. Условная вязкость бурового раствора, обработанного БСР, считается адекватной 25 – 30 сек. Экспериментально практическими исследованиями установлено, что показатель разжижающей способности для БСР и аналогичных по значению реагентов составляет: Обладая высокой ингибирующей способностью, БСР обеспечивает повышение глиноемкости естественных глинистых растворов. Установлено, что при концентрации «шламовой» глины 55% по массе (плотность бурового раствора 1290 кг/м3) использование 1,0% БСР снижает СНС и ДНС 2,0 – 2,6 раза. Этот эффект сохраняется в широком диапазоне температур (от 25 до 120°С) и отмечается для суспензий с содержанием твердой фазы более 25% по массе.БСР избирательно и эффективно снижает структурно-механические и реологические показатели малоглинистых полимерных растворов.При естественной наработке бурового раствора в процессе бурения глинистых пород забуривание скважины производится на водном растворе БСР (2 – 3% по массе). Последующая обработка бурового раствора полимерами производится в процессе углубления ствола скважины.

burneft.ru

Добавление - нефть - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Добавление - нефть

Cтраница 1

Добавление нефти к цементным растворам приводит к существенному уменьшению критической скорости ( более чем в 1 5 раза) и тем самым дает возможность при значительно меньших скоростях достигнуть турбулентного режима.  [1]

Добавление нефти снижает проницаемость резко при малом содержании и менее резко при последующем увеличении концентрации нефти.  [2]

Добавление нефти в буровой раствор или переход на промывку раствором на нефтяной основе приводит к различным результатам в зависимости от свойств пород.  [4]

При добавлении нефти к водной промывочной жидкости резко уменьшаются липкость фильтрационных корок и, следовательно, момент, потребный для вращения бурильной колонны, сила трения труб о стенки скважины при осевых перемещениях колонны и зависание последней на стенках скважины; существенно снижается опасность образования сальников из обломков выбуренных пород на долоте и выступающих наружу элементах бурильной колонны; снижается водоотдача раствора; заметно возрастают механическая скорость проходки и нередко проходка за рейс долота.  [5]

В последнем случае добавление нефти в фильтрующуюся жидкость снижало бы проницаемость менее резко при малых концентрациях и более резко при увеличении концентрации нефти, особенно при 30 % - ном растворе нефти в керосине.  [6]

Для оценки возможного снижения производительности кон-денсатопровода вследствие добавления нефти в конденсат было проделано следующее. По известной формуле Л. С. Лейбензона определены потери на трение для 10, 20, 30и50 % - ного содержания нефти в смеси. Все исходные параметры были приняты на основании Пояснительной записки к проекту конденсатопро-вода и диспетчерских данных. Очевидно, что равномерного уменьшения диаметра по всей длине трубопровода происходить в действительности не может. Но этот прием широко используется на практике. При этом полагают, что гидравлические параметры трубопровода с равномерно распределенной толщиной пристенных отложений эквивалентны реальному трубопроводу, на котором отложения образовались только на каком-то участке, и их толщина переменна по длине.  [7]

Кривые малоуглового рассеяния рентгеновских лучей на частицах глинистых растворов, полученных добавлением нефти, и на растворах с ГПН Идентичны.  [8]

Перед цементированием скпажины в процессе промывки плотность бурового раствора снизили с 1 16 до 1 14 г / см3 пу - гем добавления нефти.  [9]

В качестве нефтяного компонента используют чистую нефть или с некоторой примесью воды ( до 20 %) дизельное топливо и др. При добавлении нефти можно ориентировочно руководствоваться следующими данными. С введением 5 % нефти ( по массе от объема) резко снижается липкость корки, при 7 - 8 % прекращается образование сальников. Применение эмульсионных буровых растворов не затрудняет осуществление электрометрических исследований.  [10]

Перед началом огневых работ в местах их проведения, а также у емкостей с нефтью, с буровым раствором на углеводородной основе и с добавлением нефти необходимо провести анализ воздуха рабочей зоны.  [11]

Другое эффективное направление предупреждения прихватов - повышение смазывающих свойств буровых растворов. Добавление нефти ( 5 - 12 %), смад ( 1 - 4 %), технических спиртов, Т-66, Т-80, графита ( 0 5 - 1 5 %), глин контактной очистки масел ( 2 - 10 %), нефтешламовых отходов промыслов особенно эффективно при наличии в разрезе высокопроницаемых песчаников, глин, набухающих в растворах на водной основе. В этих же породах практически исключаются прихваты при использовании растворов на нефтяной основе и обращенных эмульсий.  [12]

Проницаемость приствольной зоны может уменьшаться при взаимодействии водного фильтрата с пластовой нефтью. При добавлении нефти к водной промывочной жидкости существенно уменьшается липкость фильтрационных корок.  [13]

Для предотвращения образования нижних и верхних сальников в поток газа добавляют водный раствор пенообразующего ПАВ. При добавлении нефти к водной промывочной жидкости возникает опасность образования сальников.  [14]

Для буровиков, привыкших считать, что добавки нефти всегда, являются средством ослабления прихватов, подобное упрочнение забойных пробок является неожиданным. Это может отмечаться через некоторое время после добавления нефти и диспергирования ее в глинистой пасте на забое. Таким образом, нефть эффективна при борьбе с прихватами, когда она действует как самостоятельная фаза и не распределена в системе с образованием эмульгированных паст.  [15]

Страницы:      1    2

www.ngpedia.ru