В.Ю. ЛИЩУК, М.М. АКОДИС, В.В. ГОРИЧКА, И.Н. ДАВЫДОВА
Сибнефть-ННГ,
И.Н. ГРИНЕВСКИЙ, В.Л. МИХЕЕВ, Р.К. РАХМАТУЛЛИН
ОАО НПО «Буровая Техника»,
В.Ф. ГРОШЕВ, P.A. АЛЛАГУЛОВ
Суторминское Управление Буровых Работ
Характерной особенностью геологического строения разбуриваемых площадей Западной Сибири является сопоставимость стратиграфических и литологических характеристик горных пород, слагающих разрез месторождений, что дает возможность разработать общие, базовые предложения по технологии бурения, приготовлению и химической обработке буровых растворов.
Интервал бурения 0 — 450 м представлен рыхлыми, неустойчивыми песками с прослоями глин, грозящими обвалами и осыпями и многолетне-мерзлыми породами, склонными к растеплению. С глубины 450 м до 900 м в разрезе преобладают глины монтмориллонитового типа с прослоями смешанно-слоистых монтмориллонит-гидрослюдистых глин. С глубины 900 до 3000 м, монтморил-лонитовые глины постепенно гидрослюдируются и
комплексом пород, склонных к обвалам, осыпям, набуханию и пластическому течению глин.
Практика проводки наклонно-направленных скважин в Западной Сибири показывает, что при наработке естественного бурового раствора из глин разреза в растворе накапливается повышенное содержание коллоидной глинистой фазы, что сказывается на повышении вязкостных, структурно-реологических показателей бурового раствора. Из рис. 1 следует, что интенсивный переход коллоидной глинистой фазы с глубиной бурения находится в пределах от 80 до 30%.
Интенсивность перехода глинистой твердой фазы в буровой раствор на водной основе зависит не только от коллоидальности глин разреза, но и от типа применяемых буровых долот, режимов бурения, измельчения глинистой породы при прохождении через турбобур, который, в принципе, явля-
ИНГИБИРОВАННЫЙ ПОЛИ МЕРГЛ ИНИСТЫЙ БУРОВОЙ РАСТВОР НА ОСНОВЕ РЕАГЕНТА К-100 ДЛЯ БУРЕНИЯ В ГЛИНИСТО-ПЕСЧАНОМ КОМПЛЕКСЕ ГОРНЫХ ПОРОД
переходят в алевролитовые и аргиллитовые образования, менее склонные к диспергированию, набуханию и увлажнению водной фазой буровых растворов. Пластовые давления флюидов находятся на уровне гидростатических давлений. Исключение составляют залежи, связанные с трещиноватыми аргиллитами (Баженовская свита). В целом разрезы разбуриваемых месторождений представлены сложным, но однотипным песчано-глинистым
ется гидравлическим диспергатором глинистои породы. Недостаточная очистка бурового раствора также оказывает отрицательное влияние и способствует накоплению коллоидной, тонкодисперсной и грубой фракции глин в буровом растворе.
Мы не ставим своей целью оценивать влияние каждого реагента, используемого для химической обработки традиционных рецептур буровых растворов, применяемых на разбуриваемых площадях
18
2/2003
бурение и нефть
Тип раствора УВ, с Р» г/смэ Ф, см3/30 мин. Корка, мм Липкость. град.
Глинистый р-р 20 1,05 17 2 9
Исх.1+0,2% ТШоБа 44 1,05 8 1,5 5
Исх.2+0,1% К-100 38 1,05 8 1,5 7
Исх.2+0,2% К-100 30 1,05 8 1 7
Исх.2+0,3% К-100 28 1,05 8 1 7
Исх.2+0,5% К-100 28 1,05 9 0,5 10
СНС1/10, дПа
22/42 133/144 55/99 31/67 12,0/18 0/0
МВТ,
%об.
2,805 2,805 2,805 2,805 2,805 2,805
РУ,
мПа-с
4,5 12 12 13,5 9
7,5
АУ, мПа-с
8,75 28 22 19,5 14 8,2
УР, ДПа
25,5 65,5 60 34,5 19 4,5
ос
5,6 5,5 5
2,5 2 0,6
РН
10,592 10,6 10,386 10,344 10,366 10,388
Табл.1.
Обработка
бурового
раствора
реагентом
К-100
ООО «Сибнефть-Бурение», а только сделаем акцент на том, что используемые составы растворов, как показывает практика промывки скважин, не предупреждают о переходе в раствор глинистой фазы, требуют постоянного регулирования струк-турно-реологических и фильтрационных показателей раствора, разбавления технической водой и достаточно больших затрат реагентов стабилизаторов и понизителей реологических параметров. Решение этой проблемы, по нашему мнению, состоит в разработке полимерглинистых ингибиро-ванных буровых растворов.
ров, однако полностью не решили проблемы устойчивости стенок скважин, сложенных глинистыми породами.
В качестве ингибитора в буровом растворе предлагается реагент К-100, который является эффективным ингибитором глинистых пород и глинистой фазы буровых растворов. Реагент К-100 испытан в лабораторных и промысловых условиях. Для доказательства гидрофобизирующих свойств в глинистых суспензиях реагент К-100 был исследован в лаборатории буровых растворов ОАО НПО «Буровая Техника» — ВНИИБТ и ТиТЖ СУБ-
Тип раствора
Буровой р-р Исх.1 +0,2%КМЦ Исх.2 +0,3% К-100 Исх.2 +0,5% К-100
ув,
с
19 47 25 29
Р.
г/см3
1,15
1,09 1,09 1,09
Ф,
см3/30 мин.
7,5 4,5 5 5
Корка, мм
2
1,5 1 1
Липкость, град.
12 6 9 9
СНС1/10, ДПа
0/0 28/49 6,0/18
МВТ,
%об.
3.3 3.3 3,3
2,0/5,0 3,3
РУ, мПа-с
7.5 23 16 15
АУ,
мПа-с
8,25 36 21,5 20
УР, ДПа
4,5 64 33 30
ос
5,6 3 2 2
РН
9,71 9,53 9,45 9,5
Табл. 2.
Обработка
бурового
раствора
реагентом
К-100
Необходимо разработать такие системы буровых растворов, которые обеспечили бы устойчивость стенок скважин, гибкое регулирование структурно-механических, реологических и фильтрационных свойств. Одним из радикальных методов предупреждения и борьбы с кавернообразо-ванием, осыпями, обвалами и переходом глинистой фазы в буровой раствор является химическое закрепление глин на стенках скважины, исключение перехода коллоидальных глин в буровой раствор на водной основе путем использования реагентов ингибиторов. В практике промывки скважин применялись различные ингибированные буровые растворы (соленасыщенные, хлоркальцие-вые, хлормагниевые, калиевые, хроматные, алю-минатные и др.), которые в определенной мере уменьшили осложнения при бурении в глинистых породах, увеличили глиноемкость буровых раство-
Ра ОАО «Сибнефть-ННГ». Был проведен комплекс лабораторных работ по разработке полимерного ингибированного бурового раствора на основе К-100. Испытания проводились на буровом растворе, приготовленном из стандартного глинопорошка с плотностью — 1,05 г/см3, вязкостью — 20 сек., фильтрацией — 17 см3/30 мин., толщиной корки — 2 мм, липкостью — 9°, СНС1/10 — 22/42 дПа, МВТ — 2,08%об., пластической вязкостью — 4,5 мПа-с, эффективной вязкостью — 8,75 мПа-с и динамическим напряжением сдвига — 25,5 дПа, ОС = 5,6, рН = 10,5. Параметры раствора измерялись на стандартных отечественных приборах в соответствии с «Методикой контроля параметров буровых растворов» РД 39-2-645-81, ВНИИКРнеф-ти, 1981 г.
Далее исходный буровой раствор обрабатывался 0,2% Тулозы ВХР, а затем добавками К-100 в
Тип раствора УВ, с РН МВТ, % об. Тип раствора УВ, с РН МВТ, % об.
Глинистый раствор 19 10,4 2,8 Вода 15 7,2 0
Исх. 1+ 0-2% Тулоза 42 Вода + шлам (1Д) 17
Исх.2+ 1% Глинопорошок 52 Вода + шлам (2Д) 18
Исх.2+ 2% Глинопорошок 56 10,5 3,9 Вода + шлам (ЗД) 21
Исх.2+0,5% К-100 20 10,4 2,8 Вода + шлам (4Д) 25 10,67 4,125
Исх.5+ 1% Глинопорошок 20
Исх-5+ 2% Глинопорошок 24 Вода + К-100 0,5% 16 8/5 0
Исх.5+ 3% Глинопорошок 24 Вода + шлам (1Д) 17
Исх.5+ 4% Глинопорошок 26 Вода + шлам (2Д) 18
Исх.5+ 5% Глинопорошок 56 Вода + шлам (ЗД) 19
Исх.5+ 10% Глинопорошок Не тек. 10,7 3,795 Вода + шлам (4Д) 20 10,67 4,328
Табл. 3.
Обогащение исходного раствора глинопорошком и шламом
Примечание: одна добавка = 156 г глинистого шлама
212003
19
Рис. 2.
Изменение 11 липкости 10
с! л со 9
О-
Рис. 3.
Изменение пластической и эффективной вязкости
Рис. 4.
Изменения УВ при обогащении бентопорошком и шламом
Рис. 5.
Изменения условной вязкости и фильтрации
"Липкость
0,1 0,2 0,3 0,5 Концентрация К-100, %об.
30
о 25
го
С 5 20
>
< 15
>
0. 10
5
РУ, мПас —АУ.мПас
О 0,1 0,2 0,3 0,5 Концентрация К-100, %об.
■Тгл.р. с 0,5% К-100 ■Тшл. без К-100 -Тшл. с 0,5% К-100
12 3 4 Концентрации глины в % и шлама в дозах
■ Вязкость •Фильтрация
О 0,1 0,2 0,3 0,5 Концентрация К-100, %об.
пределах от 0,1 до 0,5% к объему исследуемого раствора. Лабораторные исследования приведены в табл. 1, из которой следует, что добавки в глинистый раствор К-100 от 0,1 до 0,5% снижают вязкостные, структурно-механические и реологические свойства испытуемого раствора в пределах необходимых технологических параметров для промывки скважин.
В табл. 2 приведены лабораторные исследования по обработке бурового раствора К-100 взятой пробы с бурящейся скважины. Обработка исследуемого раствора К-100 в количестве от 0,1 до 0,5% с предварительной обработкой 0,2% КМЦ показали, что реагент К-100 является эффективным регулятором вязкостных, структурно-реологических показателей раствора и улучшает очистную способность раствора от выбуренной породы (показатель «ОС»).
Обогащение исходных растворов глинопорош-ком и глинистым шламом приведено в табл. 3, из которой следует, что ингибированный полимерный раствор на основе К-100 проявляет высокую гли-ноемкость, сохраняя вязкостные свойства практически стабильными.
Лабораторные исследования по разработке полимерного раствора на основе К-100 были обработаны графически и представлены на рисунках 2 — 7. Из рис. 2 следует, что изменение липкости глинистых корок от концентрации в растворе К-100 стабилизируется на уровне 7° при содержании К-100 в растворе 0,2 — 0,3%. Увеличение концентрации К-100 до 0,5% приводит к росту липкости до 10°. Однако рост липкости может быть снижен от 10 до 6 — 4 градусов добавкой в раствор смазочных реагентов ДСБ-4ТТ, ДСП-БС либо К-1_1)ВЕ, что было подтверждено на практике при предварительных испытаниях полимерного бурового раствора на скважинах.
На рис. 3 приведено изменение пластической и эффективной вязкости полимерного раствора на основе К-100, из чего следует, что с увеличением содержания в растворе К-100 от 0,1 до 0,5% резко снижаются реологические показатели раствора до минимальных значений.
На рис. 4 приведено изменение условной вязкости при обогащении бентонитом и глинистым шламом. Из рис. 4 следует, что по сравнению с диспергированием глинопорошка и глинистого шлама в технической воде и водном растворе с К-100 глиноемкость резко увеличивается. Область, заключенная между этими кривыми, и характеризует уровень глиноемкости К-100.
Рис. 5 показывает изменен
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.