Для приготовления буровых растворов применяются глинопорошки, которые выпускаются нескольких видов - бентонитовый (ПБ)и бентонитовый модифицированный (ПБМ), палыгорскитовый (ПП), каолин-гидрослюдистый (ПКГ). Наибольший выход бурового раствора достигается при использовании глинопорошка ПБМ для приготовления пресного бурового раствора. Глинопорошок ПБ применяется для приготовления всех типов буровых растворов.
Палыгорскитовый глинопорошок (ПП) - глинопорошок на основе минерала палыгорскита, представляющего собой водный алюмосиликат магния, кристаллическая структура которого образуется цеолитоподобные каналы. ПП применяется как структурообразователь в соленасыщенных системах в следствие одинаковой способности материала набухать в пресной и минерализованной (по NaCl) до насыщения средах.
Глинопорошок ПКГ применяется при необходимости получения растворов с большой плотностью без добавок утяжелителя, могут применятся как структурообразователи соленасыщенных растворов. Самый малый выход раствора дают глинопорошки марок ПБ-Н, ПП-Н и ПКГ-Н (менее 4-5 м3/т). На месторождениях, разбуриваемых ОАО “Удмуртнефть”, используется модифицированный глинопорошок ПГ КМ.Для приготовления растворов из глинопорошков используются БПР, гидромешалки, глиномешалки, ФСМ, диспергаторы различных типов, цементировочные агрегаты в сочетании с цементосмесительными машинами
СМАД - смесь окисленного петролатума с дизельным топливом в соотношении 0,4:0, 2.4. Представляет собой жидкость темно-коричневого цвета, кислотное число в мг КOH на 1г продукта не менее 20, условная вязкость при 50оС в градусах, не более 34, температура застывания не выше 0оС, температура вспышки не ниже 65оС.
Используется в качестве смазочной добавки к буровым растворам на водной основе, в качестве загустителя и структурообразователя в химически обработанных соленасыщенных буровых растворах, в качестве ингибитора щелочной коррозии, а также в инертных эмульсионных растворах в качестве многофункционального компонента. Ввод СМАД производят в циркулирующий буровой раствор равномерно по циклу с помощью любого перемешивающего устройства (гидросмеситель и др.). СМАД совместим со всеми реагентами, применяемыми для обработки буровых растворов. Реагент ограниченно устойчив к действию двухвалентных катионов (Са, Mq).
Выпускается смазочная добавка СМАД-АСН, более устойчивая к действию двухвалентных катионов.
Бактерицид ЛПЭ-32 - жидкость от желтовато-оранжевого до бордового цвета, неограниченно растворимая в воде. Получают бактерициды типа ЛПЭ взаимодействием гексаметилентетраамина с хлорпроизводными ненасыщенных углеводородов С3-С4, рН=6-8, температура застывания не более - 25С. Обеспечивает полное подавление роста сульфатвосстанавливающих бактерий, подавляет анаэробные бактерии, сине-зеленые водоросли и микроскопические грибы в нефтепромысловых водах, применяется также для повышения нефтеотдачи пластов, в качестве добавки к нефтевытесняющим агентам (ПАВ, полимеры и композиции на их основе), как компонент бурового раствора для предотвращения биодеструкции компонентов раствора, обладает сероводородо-нейтрализирующей способностью.
Гаммаксан - биополимер, применяется как структурообразователь в буровом растворе при бурении и капитальном ремонте скважин, а также для изоляции высокообводнившихся пропластков. В рецептурах биополимерных растворов обеспечивает им псевдопластические свойства, уменьшает радиус проникновения фильтрата в призабойную зону пласта. Выпускается в виде порошка от белого до светло-кремового цвета, рН 1%-го водного раствора 6-8, насыпная плотность 600-900 г/л. Вязкость водного раствора биополимера зависит от марки (Гаммаксан, Гаммаксан MV; Гаммаксан HV, Гаммаксан F), легко диспергируется в холодной воде.
Реапен - 1408 - пеногаситель для буровых растворов, представляет собой опалесцирующую жидкость темного цвета со слабым запахом. При долгом хранении может расслаиваться. Плотность 0,87 г/см3. Реагент имеет нейтральное значение рН~ 7,0. Реагент не содержит низкокипящих, огнеопасных компонентов с высоким давлением паров. Температура вспышки не менее 70 оС. Реагент при температуре менее -15оС загустевает, при повышении температуры восстанавливает исходную текучесть. Для восстановления однородных свойств по всему объему реагент следует перемешать.
Кроме пеногасящих свойств обладает смазывающим действием, особенно в сочетании со смазывающими добавками. Применяется обычно в концентрации 0,3-0,5% от объема бурового раствора.
Конденсированная сульфитспиртовая барда - продукт конденсации отходов целлюлозно-бумажного производства, выпускается четырех марок: КССБ, КССБ-1, КССБ-2, и КССБ-4. Все марки представляют собой порошкообразные материалы с растворимостью в воде не менее 90% и влажность не более 10%, темно-коричневого цвета, рН 1%-ых водных растворов 7-9 (для КССБ-4 - 6-6,5).
Основное назначение КССБ - регулирование фильтрационных, структурно-механических и реологических свойств буровых растворов. КССБ снижает набухание негидратированных глин. Наиболее эффективно применение этого реагента при рН раствора 9,5-10,5. Для обработки пресных растворов применяется марка КССБ (при температурах до 150С).
Недостатком КССБ является пенообразующая способность (особенно при больших добавках - более 4%). Применение ГКЖ способствует гашению пены, образование которой вызвано использованием КССБ.
КССБ вводят в циркулирующий буровой раствор в виде водного раствора 20-30%-ой концентрации или в сухом виде, в этом случае необходимо обеспечить хорошее перемешивание раствора. Технология приготовления водного раствора КССБ аналогично приготовлению КМЦ.
2.3.3 Обработка бурового раствора
При бурении под направление и кондуктор разбуриваются неустойчивые четвертичные отложения (0-10 м) и татарский, Казанский и Уфимский ярусы (10-530 м), которые представлены чередованием глин, песчаников и алевролитов. Отмечаются осыпи и обвалы стенок скважины, поглощение бурового раствора (вплоть до полного).
По технологии ОАО “Удмуртнефть” бурение под направление и кондуктор до глубины 250м ведется на пресной глинистой суспензии, для приготовления которой используется глинопорошок ПГКМ. В процессе бурения раствор нарабатывается при прохождении глинистых пород.
Глинистый раствор готовится из глинопорошка на буровой площадке с помощью блока приготовления раствора (БПР) или агрегата ЦА-320 и смесителя СМН-20 и закачивается в приемные емкости, где перемешивается буровыми насосами. В процессе циркуляции бурового раствора глинопорошок вводится в раствор через гидромешалку (глиномешалку), с глубины 250м раствор обрабатывается химическими реагентами. В качестве стабилизатора раствора используется КМЦ (КМЦ-700 “Экстра”), КССБ совместно с пеногасителем (Реапен), которые вводятся в раствор через приемную емкость буровых насосов. Для предотвращения поглощений бурового раствора при бурении под кондуктор в раствор может быть введен наполнитель (например, целлотон в количестве 1% от объема раствора).
Проектом предусмотрено бурение под направление и кондуктор на растворе плотностью 1,10-1,16 г/см3.
Раствор после окончания бурения под кондуктор собирается в емкости и используется при бурении следующих скважин куста либо утилизируется по технологии.
Интервал бурения под эксплуатационную колонну сложен преимущественно известняками и доломитами, присутствуют также ангидриты, мергели, аргиллиты. Возможны осыпи и обвалы стенок скважины (интенсивные в интервале 1180-1230 м), нефтегазоводопроявления. Воды Каширско Нижнепермского и Башкирского комплексов высокоминерализо
ванны (243 г/л), хлоркальциевого типа.
Обработка бурового раствора определяется геологическими условиями бурения, Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности [3], требованиями к буровому раствору - обеспечение эффективности вскрытия продуктивного пласта, безаварийной проводки скважин и малой экологической опасности раствора для окружающей природной среды.
Проектом предусматривается (в соответствии с технологией, принятой в ОАО “Удмуртнефть”) бурение из-под кондуктора на минерализованной воде плотностью 1,12-1,14 г/см3 (согласно ПБНиГП) с переходом за 50м до продуктивных пластов на минерализованный крахмально-биополимерный раствор (МК БПР) плотностью 1,12-1,14 г/см3 (Ка 1,02 в интервале 1220-1300 м).
Минерализованная техническая вода для бурения из-под кондуктора готовится путем смешения пластовой воды (=1,17-1,18 г/см3) с пресной технической водой. Для получения минерализованной воды плотностью 1,12 г/см3 требуется на 1 м3 пластовой воды (=1,18 г/см3) 0,5 м3 пресной технической воды, для получения минерализованной воды плотностью 1,14 г/см3 - 0,286 м3 пресной воды.
Минерализованный крахмально-биополимерный раствор применяется при строительстве скважин на месторождениях, разбуриваемых ОАО “Удмуртнефть”.
Раствор готовится на пресной технической воде, в ней растворяется CaCl2, который обеспечивает ингибирующие свойства системы, повышение плотности, способствует клейстеризации модифицированного крахмала (Реамил, Амилор), основным назначением которого является снижение водоотдачи, регулирование условной вязкости бурового раствора и увеличение вязкости его фильтрата. Биополимер Гаммаксан выполняет роль структурообразователя, понизителя фильтрации, регулятора реологических свойств раствора. СМАД-АСН - является смазочной добавкой к буровому раствору, а за счет содержащихся в реагенте ПАВ повышает качество вскрытия продуктивных пластов. В качестве пеногасителя используется Реапен-1408, бактерицида - ЛПЭ-32, кольматирующей и утяжеляющей добавки CaCО3.
Раствор готовится по технологии Заказчика на кустовой площадке. После окончания бурения скважины раствор подвергается очистке, обработке бактерицидом и хранится в запасных емкостях для использования при бурении следующих скважин, также как минерализованный раствор, на котором производится бурение интервала из-под кондуктора до перехода на МКБПР (после очистки его от выбуренной породы). При экономической нецелесообразности транспортировки раствора на новую буровую площадку он утилизируется по технологии.
МКБПР может быть приготовлен на основе пластовой воды. Вместо крахмальных реагентов Реамил, Амилор может использоваться модифицированный крахмал РК-Фито или МК-3, вместо биополимера Гаммаксан - биополимер К.К.Робус, вместо СМАД-АСН - смазочная добавка Сонбур-1103, вместо пеногасителя Реапен - Пента, бактерицида ЛПЭ-32 - Азимут-14, препарат Биоцид БТ. В качестве кольматирующей и утяжеляющей добавки к раствору возможно применение различных марок мраморной крошки. Могут использоваться и другие реагенты, если они малоопасны для окружающей среды, эффективны для обработки бурового раствора и вскрытия продуктивного пласта.
После разбуривания цементных стаканов пачка раствора, загрязненная цементом, сбрасывается в амбар.
Рецептуры обработки бурового раствора предложены Заказчиком.
В качестве резервного варианта при бурении скважин применяют и другие рецептуры бурового раствора, если они малоопасны для окружающей природной среды, имеют отработанную технологию применения, эффективны для вскрытия продуктивного пласта.
2.3.4 Контроль параметров бурового раствора
Контроль параметров бурового раствора осуществляется в соответствии с РД с помощью серийно выпускаемых приборов.
Для измерения плотности раствора могут быть использованы плотномер электронный ПЭ-1; пикнометр; весы рычажные - плотномер ВРП-1; ареометр АГ-ЗПП. Определение условной вязкости раствора производится с помощью вискозиметра ВВ-1; определение реологических параметров - с помощью ротационных вискозиметров (ВИАМ), определение водоотдачи раствора - с помощью прибора ВМ-6 и фильтр-пресса ФЛР-1, а измерение водоотдачи раствора при повышенной температуре производится с помощью прибора УИВ-2М. Для измерения толщины глинистой корки используется линейка, содержания песка в растворе - отстойник ОМ-2, стабильности раствора - цилиндр стабильности ЦС-2 или стеклянный мерный цилиндр. Для определения содержания газа используется прибор ПГР-1 или ВГ-1М. Определение содержания твердой фазы и нефти в буровом растворе производится по методике, изложенной в РД [25] с использованием соответствующих таблиц и метода выпаривания пробы раствора или с помощью установки ТФН-1М.
При необходимости определения содержания коллоидных частиц в буровом растворе используется методика [8], в основу которой положен экспресс-метод определения бентонита в буровом растворе по величине адсорбции метиленовой сини (М.С.). Для измерения водородного показателя (рН) бурового раствора могут быть использованы индикаторная бумага и лабораторный рН-метр. Для определения смазочной способности бурового раствора РД [8] рекомендует использование установки УСР-1.
Методы химического анализа фильтрата бурового раствора также приведены в РД [8]. Для контроля параметров бурового раствора могут быть использованы другие серийно выпускаемые приборы, в том числе импортные при условии корреляции их показаний с показаниями соответствующих отечественных приборов. Параметры буровых растворов должны соответствовать указанным в регламенте.
При работе с приборами и установками для определения параметров бурового раствора необходимо руководствоваться правилами и инструкциями по их безопасному применению.