ІІ Спеціальні технологічні рідини для боротьби з основними ускладненнями

Обвалювання та осипання стінок свердловини

Осипання і обвали стінок свердловини – це ускладнення, які виникають внаслідок зменшення міцності глинистих та слабозцементованих порід, які залягають біля тектонічних порушень під великим кутом.

Всі фактори, що впливають на сипучість сланцевих глин можна легко розділити на три групи: механічні, гідратація глин та інші. Вважають, що причиною обвалів є геотехнологічні умови їх проведення, підкреслюючи, що вони найчастіше відбуваються у сланцевих та лускатих глинах, в яких відслідковується тонкі прошарки піску, слюдистих включень з вмістом піриту тощо. За іншою гіпотезою основною причиною обвалів та осипань стінок свердловини є зниження густини бурових розчинів, сповільнення темпів буріння та зупинка процесу буріння.

Показати міжплощинну гідратацію.

Вимоги до розчинів

1 Для попередження обвалів та осипань стінок свердловини необхідно збільшити густину бурового розчину на 20-30% (за рішенням технічної ради)

2 Збільшити СНЗ

3 Збільшити в’язкість розчину;

4 Зменшити фільтрацію бурового розчину до мінімуму (2-3 см3/30 хв);

5 Зменшити рН до 6-7 - найдоцільніше до нейтрального середовища.

Вимоги до проведення технологічних операцій

1. Не допускати вібрації бурильної колони

2. рекомендується включати у компоновку низу амортизатор.

3. Зменшити швидкість висхідного потоку бурового розчину.

4. Не допускати гідравлічних ударів при СПО та сильного викривлення осі свердловини.

5. Під час термінової зупинки циркуляції піднімати інструмент вище зони ускладнень або періодично розходжувати його та прокручувати.

6. Ефективність запобігання поглинань в основному визначається типом промивальної рідини та її властивостями.

Під час розкриття інтервалів схильних до обвалювань та осипань стінок свердловини найоптимальнішим способом запобігання ускладнень є застосування інгібуючих бурових розчинів, до яких належать:

полімерхлоркалієвий, гіпсокалієвий, алюмокалієвий, малосилікатний, силікатно-калієвий.

Розглянемо характеристику вказаних розчинів.

1. Полімерхлоркалієвий

Глинисті суспензії з низьким вмістом твердої фази, які оброблені полімером-понижувачем фільтрації, розріджувачем, хлористим калієм та флокулянтом, називають полімерхлоркалієвими розчинами.

Область застосування. Розбурювання нестійких, сильно набухаючих глинистих відкладів.

Склад розчину.

1 Н2О – решта.

2 ПБ - 40¸50 кг;

3 КОН – 3-5 кг;

4 КМЦ-600 – 5-6 кг;

5 КССБ - 30¸50 кг;

6 КCl – 30¸50 кг;

7 МАС-200 – 2-5 л (5% вуглеводневої суспензії);

8 ПАА - 25¸50 л (0,5%-ного водного розчину);

9 Нафта - 80¸100 л.

Порядок приготування розчину. У попередньо гідратовану глинисту суспензію вводять концентрований водний розчин гідроксиду калію, доводячи рН до 9¸10, після чого додають КМЦ у вигляді 5-10% водного розчину, перемішують протягом 10 хв. до повного розчинення реагента. Після обробки КМЦ розчин дещо гусне, тому вводимо КССБ у вигляді 10-20% водного розчину, повільно перемішуємо протягом 10 хв. вручну, щоб запобігти спінюванню розчину або одночасно з КССБ вводимо піногасник. Після ретельного перемішування в розчин вводять хлористий калій.



При потребі у розчин вводять мастильні домішки та обважнювач.

При введенні хлористого калію розчин загущується. Для відновлення властивостей промивної рідини розчин необхідно ретельно перемішати протягом 10-15 хв.

Після цього вимірюють параметри розчину, які орієнтовно повинні бути такі:

= 1060¸2200 кг/м3; Т = 25¸70с; = 5¸40 дПа;

= 7¸160 дПа; = 4¸8 см3; рН = 9,0¸10,0.

Якщо виміряні параметри розчину відповідають наведеним вище, то приготовлений розчин обробляють 0,5%-ним водним розчином ПАА. Після перемішування розчину повторно виміряють умовну в’язкість, СНЗ1 та роблять висновок про величину флокуляції, яка утворилась під дією ПАА.

Якщо у процесі буріння свердловини статичне напруження зсуву нижче 5 дПа, то після відробки долота необхідно свердловину спочатку промити протягом часу tпр ≥0,5tц, а потім піднімати бурильну колону зі свердловини.

Регулювання параметрів розчину. У процесі буріння свердловини регулярно замірюють параметри розчину ( -через 1 годину; - 1¸2 рази в зміну) і порівнюють їх з величинами, наведеними в ГТН. При необхідності приймають рішення про хімічну обробку розчину. Регулювання параметрів розчину проводять шляхом роздільного або одночасного введення реагентів.

У міру загущення промивної рідини в’язкість та структурно-механічні показники зменшують домішкою НТФ (0,01¸0,03 кг/м3) або технічної води.

При збільшенні фільтрації вище допустимої величини розчин обробляють полімерами із розрахунку: КМЦ – 0,1¸0,2%; метас – 0,08¸0,15%; НР-5 – 0,1¸0,15%. Нерідко регулювання параметрів полімер-глинистих розчинів здійснюють з допомогою комплексного реагенту НР-5 + ПАА + НТФ.

Для покращання мастильних властивостей в розчин вводять від 4 до 10 % нафти разом з емульгатором (0,1¸0,5% від об’єму нафти).

Регулювання вмісту тонкодисперсної фази в розчині проводять з допомогою полімерів-флокулянтів, наприклад ПАА або ДК-Дрілу 1А, 15А, які вводять в розчин у вигляді 0,5%-ного водного розчину.

При зниженні концентрації колоїдної фази нижче допустимої межі (2%) у розчин вводять попередньо гідратовану глинисту суспензію з вмістом бентонітового глинопорошку до 1%.

Переваги розчину:

1 Розчин є ефективним при розкритті горизонтів, схильних до обвалювання та осипання стінок свердловини.

2 Запобігає диспергуванню шламу вибурених глинистих порід та підвищенню вмісту колоїдної фази у розчині.

3 низький вміст твердої фази у розчині сприяє покращанню показників буріння свердловини.

4 при невеликій загальній фільтрації розчин має відносно велику миттєву фільтрацію, яка сприяє збільшенню проходки на долото та механічної швидкості буріння.

Недоліки розчину:

1 Часті домішки ПАА збільшують вартість розчину.

Гіпсокалієвий розчин

Роль інгібітора глинистої фази в цьому розчині виконують сполуки калію та кальцію. Гіпсокалієвий розчин на відміну від хлоркалієвого менш схильний до коагуляційного загущення. Інгібуюча дія гіпсокалієвого розчину сильніша, ніж хлоркалієвого, тому що на вибурену породу впливають не тільки коагуляційні процеси, але і катіонообмінні реакції. Він ефективно забезпечує стійкість стінок свердловини.

Область застосування.Гіпсокалієвий розчин використовують для розбурювання слабостійких висококолоїдних глинистих порід, коли хлоркалієвий розчин недостатньо ефективний. Термостійкість розчину залежить від типу реагентів - стабілізаторів, які використовуються для регулювання його параметрів, але не перевищує 160°С.

Склад розчину.Для приготування 1 м3 розчину необхідно:

1 Н2О – решта.

2 ПБ - 60¸70 кг;

3 КОН – 1¸5 кг;

4 вапно - 2¸5 кг;

5 гіпс - 10¸15 кг;

6 КМЦ-600 – 3¸15 кг;

7 ФХЛС - 10¸30 кг;

8 КCl – 10¸30 кг;

9 МАС-200 – 3¸5 (5% вуглеводневої суспензії);

При необхідності вводять хромпік, нафту та обважнювач. Названі реагенти в розчині можуть бути замінені однотипними в еквівалентній кількості. При використанні низькосортних марок вміст бентонітового глинопорошку в гіпсокалієвому розчині збільшують.

Порядок приготування розчину.До попередньо приготовленої глинистої суспензії з умовною в’язкістю 80¸100 с при постійному перемішуванні вводять їдкий калій, доводячи рН до 9¸9,5. Після цього розчин обробляють 10-25% водно-лужним розчином ФХЛС, повільно перемішують, щоб запобігти спінюванню розчину, а якщо цього не вдалось уникнути, то вводять 5-ти процентну вуглеводневу суспензію МАС-200. Після ретельного перемішування до бурового розчину вводять 5% водний розчин КМЦ. Після обробки реагентами стабілізаторами розчин повинен мати умовну в’язкість Т=25¸50 с та СНЗ = 6¸30 дПа; = 12¸60 дПа, і тільки після цього проводять інгібування, вводячи спочатку гіпс, а потім хлористий калій.

Після приготування розчин повинен мати такі параметри:

= 1060¸1200 кг/м3; Т=20¸55с; =6¸36 дПа; = 10¸72 дПа;

= 4¸8 см3; рН=8,5¸9,5.

Вміст іонів кальцію у фільтраті розчину коливається в межах 1000¸1200 мг/л., а калію – (5¸15) г/л.

Регулювання параметрів розчину.Гіпсокалієвий розчин – це багатокомпонентна система, до якої, крім глинистої суспензії, входять інгібітори глинистої фази, понижувачі в’язкості, регулятори рН, понижувачі фільтрації та спеціальні домішки.

Роль інгібітора глинистої фази в цьому розчині виконують хлористий калій та гіпс. Оптимальні домішки їх в гіпсокалієвому розчині дещо менші, ніж відповідно в хлоркалієвому та гіпсовому. Показник рН регулюють з допомогою гідроксиду калію в межах 8,5¸9.5.

Фільтрацію гіпсокалієвого розчину понижують стійкими до солей кальцію реагентами (КМЦ, КССБ і крохмалем), в’язкість - стійкими до сульфату кальцію, наприклад, лігносульфонатами (ФХЛС та окзілом).

Роль спеціальних домішок в цьому розчині виконують нафта, вапно, хромати, МАС-200 та гематит (барит).

Вапно використовується для попередження надмірного загущення розчину при введені інгібіторів. Побічні функції вапна – підвищення рН та підвищення концентрації іонів кальцію в розчині.

Хромати натрію або калію підвищують термостійкість і одночасно понижують реологічні властивості розчину. Ці реагенти вводять в розчин тільки при температурі понад 120°С.

Переваги розчину:

1 Подвійна інгібуюча дія за рахунок наявності у розчині іонів калію та кальцію.

2 Менша схильність до коагуляційного загущення.

3 Висока термостійкість розчину та стійкість до солей кальцію та магнію.

Недоліки розчину:

1 Не рекомендується застосовувати при розкритті продуктивних горизонтів.

Буріння в соленосних гірських породах

Хемогенний комплекс рідко складений чистими солями (галіт, гіпс, карналіт, бішофіт тощо), які зазвичай чергуються з глинистими породами та пісковиками. До складу соляного комплексу відносять також надсолеві та підсолеві відклади.

Буріння в солевому комплексі пов’язано з технологічними труднощами, які обумовлені розчинністю, пластичною течією та активним впливом солей, особливо двовалентних, на властивості бурової промивальної рідини.

Ускладнення під час розбурювання хемогенних порід проявляються у вигляді каверн, що утворилися у результаті розчинення та розмивання солей; або звужень ствола, зумовлених їх течією. Вихідною інформацією для прогнозування інтервалів можливих ускладнень, пов’язаних з розбурюванням хемогенних порід, є глибина залягання соленосної товщі, її товщина, мінералогічний склад , пластова температура та геостатичний тиск порід, що залягають вище.

Критерієм оцінки стійкості хемогенних порід є пластова температура. Окрім того, існує поняття критичної температури.

Критичною називають температуру, за якої солі втрачають свою міцність, а стійкість стінок зберігається за рахунок рівноваги геостатичного та гідростатичного тисків.

Таблиця 1 – Критичні температури для деяких хемогенних порід

Назва солі Густина, кг/м3 Критична температура, оС
Галіт 2130-2150
Сильвін
Бішофіт
Кізерит

Каверни внаслідок розчинення або розмивання утворюються за умови, коли пластова температура дорівнює критичній або менша, а напруження, що діють в масиві соленосної товщі, не перевищують статичну міцність солі.

Звуження ствола свердловини внаслідок течії солей виникають за умови, коли пластова температура вища за критичну, а напруження, що діють в масиві соленосної товщі, перевищують статичну міцність солі.

Основною ознакою розкриття солей є різке зростання механічної швидкості буріння та коагуляція бурового розчину.

Розчинність солей для запобігання каверн можна зменшити:

1) застосування нерозчинних дисперсійних середовищ (буові розчини РНО, або інвертні емульсії);

2) зменшення розчинності однієї солі іншою за законом солевої рівноваги;

3) перенасичення бурових розчинів сіллю для запобігання розчинення пластової солі у привибійній зоні за вищих температур.

Розчинність солей для запобігання звуження ствола можна зменшити:

1) дотримуватись рівності швидкостей пластичної течії та розчинення солі, яка досягається зміною типу та густини бурового розчину;

2) використовувати спосіб буріння випереджаючим стволом;

3) збільшити зазор між діаметром долота і обсадною колоною на 0,05 м порівняно із загальноприйнятим.

Для зниження швидкості пластичної течії солей рекомендується здійснювати багаточисельні промивання свердловини охолодженим розчином, який беруть із запасних ємностей, для зниження вибійної температури.

Слід використовувати періодичне прокачування буферних рідин перед початком підйому бурильних труб під час буріння та проробок, що запобігає виникненню ускладнень, пов’язаних із розбурюванням хемогенних порід. Буферну рідину вибирають залежно від бурового розчину:

- для емульсійного розчину, насиченого хлористим натрієм - воду з сульфоналом до 0,5%;

- для хлормагнієвих, хлоркальцієвих – воду насичену хлористим натрієм;

Об'єм буферної рідини не повинен перевищувати 10-20 кубометрів, прокачують за 1 цикл, аб 5-7 кубів за 2-3 цикли.

Прихоплення, які виникають внаслідок пластичної течії солей можна ліквідувати заміною бурового розчину на воду. Для ліквідації проявів ропи необхідно:

1) ПІДНЯТИ КОЛОНУ ТРУБ НА 20-300 М ВИЩЕ ЛІНЗИ З РОПОЮ;

2) Провести розрядку лінзи багаточисельними промиваннями буровими розчинами, які використовують для розбурювання хемогенних порід;

3) Відновити вихідну густину бурового розчину;

При ліквідації значних за тривалістю і товщиною проявів ропи необхідно:

1)або перейти на вапнисто-бітумний розчин, або забурити другий ствол з відхиленням від розкритої лінзи;

У тих випадках, коли свердловина перейшла у аварійний стан, роботи з ліквідації ускладнень проводять за спеціально розробленим планом.

Найбільш поширеним і доступним способом запобігання ускладнень у хемогенних породах є застосування соленасичених розчинів.

Значний вплив на розчинність солей відіграє температура. Тому в процесі циркуляції розчину, при наближенні його до гирла, температура зменшується, що стає причиною рекристалізації солей з мінералізованих розчинів, що можна частково зменшити введеням у циркулюючий розчин тонкодисперсної вибуреної солі, яка практично не відділяється в очисній системі.

Розчинність солей залежить також від солевого складу бурової промивальної рідини. Відповідно до закономірності солевої рівноваги, розчинність пригнічується введенням до насиченого розчину солі з вищою розчинністю. Так, для повного пригнічення розчинності хлористого натрію та калію необхідно ввести 36% хлористого магнію.

Другою умовою збереження стійкості стінок свердловини соляного комплексу є низьке значення фільтрації бурової промивальної рідини. Для стабілізації соленасичених розчинів використовують солестійкі хімреагенти: крохмаль, високов’язкі марки КМЦ, ОЕЦ, поліакрилати та лігносульфати.

Домішки солей часто зменшують розчину до 7 і нижче, що обумовлює зниження активності солестійких реагентів. Витрати реагентів-стабілізаторів зменшуються, якщо рН підтримувати в межах 8,5÷10,0. В соленасичених розчинах, з метою покращання диспергування глини, зв’язування іонів кальцію або магнію, підтримання в заданих межах, вводять підвищені дози каустичної та кальцинованої сод від 1 до 2 %.

Важливим компонентом солестійких розчинів є вміст нафти в межах 8÷12%. Нафта не тільки підвищує мастильні властивості, що дозволяє підвищити ТЕП буріння, але і покращує фільтраційні та реологічні властивості розчину.




142554824.html
143554824.html
144554824.html
14554824.html
145554824.html
    PR.RU™