БУРОВОЙ РАСТВОР ДЛЯ ПРОМЫВКИ ДЛИННОПРОТЯЖЕННЫХ КРУТОНАПРАВЛЕННЫХ СКВАЖИН В УСЛОВИЯХ МНОГОЛЕТНЕМЕРЗЛЫХ И ВЫСОКОКОЛЛОИДАЛЬНЫХ ГЛИНИСТЫХ ПОРОД И СПОСОБ ЕГО ПРИМЕНЕНИЯ
DRILLING FLUID FOR FLUSHING OF LONG-DISTANCE STEEPLY INCLINED WELLS UNDER CONDITIONS OF PERMAFROST AND HIGHLY COLLOIDAL CLAY ROCKS, AND ITS APPLICATION METHOD

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, в частности к составам полимерглинистых растворов, используемых в условиях многолетнемерзлых (ММП) и высококоллоидальных глинистых пород и способам промывки с их применением.
Практика бурения скважин в условиях ММП и глинистых пород показывает, что в этих условиях наиболее широко применяются полимерглинистые растворы с малым содержанием твердой фазы, как наиболее экономичные и достаточно эффективные, их совершенствование имеет актуальное значение.
Известен псевдопластичный раствор (патент RU 2254353) для разбуривания ММП, солестойкий и стойкий к механодеструкции, снижающий растепляемость ММП при положительной температуре в процессе бурения скважин, включающий бентонитовый глинопорошок, водорастворимый полимер Праестол марки 2530, полианионную целлюлозу высокой вязкости при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Бентонитовый глинопорошок
2,000-4,000
Праестол марки 2530
0,020-0,060
ПАЦ В
0,250-0,400
Вода
95,730-97,540
Однако этот раствор не обладает хорошими ингибирующими, по отношению к глинистым отложениям, а также смазывающими свойствами, что мешает его эффективному использованию для проводки длиннопротяженных крутонаправленных скважин в условиях высококоллоидальных глинистых отложений.
Наиболее близким к заявляемому раствору является полимерглинистый раствор (патент RU 2274651) для бурения скважин в ММП, состоящий из глины, стабилизатора в виде смеси полисахаридного реагента и структурообразователя, углеводородного антифриза и воды, в качестве полисахаридного реагента он содержит биополимер Acinetobacter Sp., а в качестве структурообразователя - конденсированную сульфит-спиртовую барду КССБ при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:
Глина
6,000-8,000
КССБ
4,000-6,000
Биополимер Acinetobacter Sp.
2,000-4,000
Углеводородный антифриз (карбамид или глицерин)
7,000-19,000
Вода
Остальное
Причем соотношение мас.ч. биополимери Acinetobacter Sp. и КССБ составляет 1:1-3 соответственно.
3
Хотя этот раствор имеет улучшенные псевдопластичные свойства, низкую фильтрацию, низкую скорость растепления ММП, но его максимальная плотность составляет 1090 кг/м (примеры 3, 6), а высокие реологические показатели раствора не позволяют произвести ее дальнейшее увеличение. Известно, что геолого-технические условия месторождений полуострова Ямал (Бованенково, Харасавэй) в интервале ММП осложнены газогидратными залежами, создающими в процессе гидраторазложения коэффициент аномальности до 1,35 / В.Л.Бондарев и др. Газохимическая характеристика надсеноманских отложений полуострова Ямал (на примере Бованенковского нефтегазоконденсатного месторождения) / Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, 2008, №5, - с.22-33/. Для профилактики газопроявлений в этих условиях необходимо, чтобы буровой раствор обладал повышенной плотностью (до 1420 кг/м).
Существенным недостатком известного раствора является то, что используемый в его составе биополимер представляет собой жидкость, что создает трудности при его транспортировке в труднодоступные северные районы проведения буровых работ, для которых характерно наличие ММП. Для снижения температуры замерзания в состав реагента вводится углеводородный антифриз в количестве от 7 до 19 мас.%, что значительно удорожает раствор, а температура его замерзания снижается максимально до - 12°C (примеры 1-10 описания к патенту RU 2274651), что явно недостаточно для условий Крайнего Севера.
Известные составы растворов предназначены только для ММП в интервале 0-550 м (кондуктор), далее бурение до проектной глубины осуществляется с заменой бурового раствора (стр.6 описания к патенту RU 2274651).
Наиболее близким раствором к заявляемому для условий обваливающихся пород и вскрытия продуктивных пластов является буровой раствор (патент RU 2242492), содержащий глину, реагент-стабилизатор, полигликоль, ингибирующую добавку и воду. В качестве ингибирующей добавки он содержит калий-полиакрилатный реагент КОЛПАН и дополнительно смазочную добавку Сонбур-1101 - продукт конденсации моноэтаноламина и сырых талловых масел в смеси с керосином, моноэтаноламином и оксалем и поверхностно-активное вещество ПАВ марки ПКД-515 при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:
Глина
2,00-5,00
Полигликоль
1,00-3,00
Реагент-стабилизатор
0,50-1,00
Смазочная добавка Сонбур-1101
0,50-1,00
ПАВ марки ПКД-515
0,50-1,00
Калий-полиакрилатный реагент КОЛПАН
3,00-5,00
Вода
Остальное
Буровой раствор может дополнительно содержать кислоторастворимый карбонатный утяжелитель в количестве от 45,00 до 50,00 мас.%.
Положительные качества известного раствора (высокие смазочные и противоприхватные свойства, ингибирующая способность, высокая термостойкость, высокий коэффициент восстановления первоначальной проницаемости), которые доказываются в описании к патенту, будут способствовать его высокой эффективности для применения при бурении вертикальных скважин при наличии в разрезе глинистых отложений и вскрытия пласта. Однако низкие реологические показатели этого раствора не позволяют выносить шлам из крутонаправленных длиннопротяженных стволов и не будут способствовать снижению растепляемости ММП.
Также известен способ применения буровых растворов для бурения скважин в акватории Тазовской и Обской губ, который заключается в использовании вновь приготовленного бурового раствора (нового состава) под каждый интервал бурения в зависимости от конструкции скважины: направление и кондуктор - полимерглинистый (Направление: глинопорошок ПБМА 2,00; КК «Робус» 0,25; П ПАЦ Н 0,50; «Силанж» 0,50; «СМЭГ-3» 1,00; Пентакс 0,20; микромрамор 5,00; «Remacid» 0,10; сода каустическая 0,10; вода - остальное. Кондуктор: глинопорошок ПБМА 2,00; К.К. «Робус» 0,25; П ПАЦ Н 0,35; ФХЛС 2,00; ГКЖ-10 БСП 0,30; «Силанж» 0,50; «СМЭГ-3» 1,00; Пентакс 0,20; микромрамор 5,00; «Remacid» 0,10; сода каустическая 0,10; вода остальное); промежуточная колонна - малосиликатный (глинопорошок ПБМА 0,2; КК «Робус» 0,2; П ПАЦ Н 0,3; Монасил 3,5; Пентакс 0,2; «Силанж» 0,8; «СМЭГ-3» 1,5; КСД 0,5; ФХЛС 2,0; ГКЖ - 10 БСП 0,3; «Remacid» 0,1; вода - остальное); эксплуатационная колонна и хвостовик - безглинистый минерализованный (КК «Робус» 0,35; П ПАЦ Н 0,40; «Монасил» 3,50; Пентакс 0,20; «Силанж» 0,80; «СМЭГ-3» 1,50; КСД 0,50; ФХЛС 2,00; ГКЖ - 10 БСП 0,30; «Remacid» 0,10; мраморная крошка 5,00; вода - остальное) /Р Газпром 2-3.2-269-2008. Составы буровых растворов и режимы циркуляции для бурения скважин в акватории Тазовской и Обской губ. - М.: Газпром экспо, 2009. - 33 с./. Эти составы растворов способны обеспечивать безаварийную проводку длиннопротяженных скважин с береговой зоны на месторождениях в акватории Тазовской и Обской губ, однако способ их применения приводит к большим объемам водопотребления, образованию значительного количества отходов бурения, которые зависят от конструкции скважины и могут составлять до 1858 м и большим расходом реагентов.
Задача, стоящая при создании изобретения, - сохранение устойчивости стенок скважины при бурении ММП, осложненных газогидратными залежами, а также пород, сложенных высококоллоидальными глинистыми отложениями, сокращение объемов водопотребления и отходов бурения при проводке длиннопротяженных крутонаправленных скважин.
Технический результат, обеспечиваемый данным изобретением, - создание полимерглинистого раствора с псевдопластичными свойствами и регулируемой плотностью для сохранения устойчивости стенок скважины в условиях ММП, осложненных газогидратными залежами, расширение области его применения для бурения подмерзлотных интервалов, сложенных высококоллоидальными глинистыми отложениями, за счет дополнительного обеспечения высоких ингибирующих, смазочных свойств, способ применения которого обеспечивает сокращение объемов водопотребления, отходов бурения, расхода реагентов.
Поставленная задача и технический результат достигаются тем, что буровой раствор для промывки длиннопротяженных крутонаправленных скважин в условиях многолетнемерзлых и высококоллоидальных глинистых пород состоит из глинопорошка, воды и добавок при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Глинопорошок
0,80-2,00
Биополимер «КК Робус»
0,08-0,35
Полианионная целлюлоза ПАЦ В
0,12-0,55
Жидкость гидрофобизирующая «Софэксил 40»
0,10-0,70
Смазочная добавка КСД
1,50-10,00
Вода
87,79-96,20
Баритовый утяжелитель
4,50-144,00 сверх 100
3
3
3
а способ применения бурового раствора для промывки длиннопротяженных крутонаправленных скважин в условиях многолетнемерзлых и высококоллоидальных глинистых пород заключается в том, что для забуривания готовят буровой раствор по п.1 плотностью 1360-1420 кг/м, нагнетают его в скважину, используя при бурении под направление, после чего проводят 4-ступенчатую механическую очистку от выбуренной породы отработанного из-под направления бурового раствора, разбавляют его минерализованной водой в 2,5 раза до плотности 1136-1155 кг/м, измеряют технологические показатели полученного раствора и доводят их до проектных значений путем дообработки ассортиментом реагентов и до соотношений раствора по п.1, затем нагнетают полученный раствор в скважину, используя его для бурения под кондуктор, после этого проводят 4-ступенчатую механическую очистку от выбуренной породы отработанного из-под кондуктора бурового раствора, разбавляют его минерализованной водой в 1,7 раза до плотности 1070 кг/м, измеряют технологические показатели полученного раствора и доводят их до проектных значений путем дообработки ассортиментом реагентов и до соотношений раствора по п.1 и используют его для бурения под промежуточную и эксплуатационную колонну, вновь проводят 4-ступенчатую механическую очистку от выбуренной породы отработанного бурового раствора, обрабатывают баритовым утяжелителем до плотности 1800 кг/м, измеряют его технологические показатели и доводят их до проектных значений путем дообработки ассортиментом реагентов и до соотношений раствора по п.1, этот раствор используют для бурения под хвостовик.
3
Лабораторные эксперименты по разработке заявляемого состава бурового раствора произведены с использованием следующих материалов и реагентов: глинопорошка «Бентокон-основа» с выходом 18,7 м/т по ТУ 5751-006-70896713-2005 ООО «Бентопром» (г.Старый Оскол), порошкообразного биополимера КК Робус по ТУ 2458-011-35944370-2007 ЗАО НПО «Промсервис» (Чувашия), полианионной целлюлозы Полицелл ПАЦ по ТУ 2231-015-32957739-80 ЗАО «Полицелл» (Владимир), гидрофобизирующей жидкости «Софэксил 40» по ТУ 2229-008-42942526-00 ЗАО НПК «СОФЭКС» (Москва), ЗАО НПК «СОФЭКС» (Москва), порошкообразной комплексной смазочной добавки КСД по ТУ 2458-013-35944370-2008 ЗАО «НПО Промсервис» (Чувашия) и баритового утяжелителя по ГОСТ 4682-84 ЗАО «Барит» (Хакасия).
3
3
0
Для экспериментальной проверки заявляемого бурового раствора в лабораторных условиях были приготовлены пять составов (см. таблицу 1). Технология их приготовления сводится к следующему. В стакан смесительной установки «Воронеж» наливается 800 мл воды и вводится в нее расчетное количество глинопорошка. Раствор оставляется на 24 часа при комнатной температуре для гидратации и набухания глинистых частиц, затем перемешивается в течение одного часа при скорости 3000 об/мин. Полученная глинистая суспензия обрабатывается расчетным количеством полимеров с добавками и перемешивается на миксере при той же скорости в течение 30 минут, после чего обрабатывается утяжелителем и замеряются его технологические параметры на стандартных приборах при 20°C. Параметры растворов прототипов взяты из описаний изобретений. Анализ полученных результатов показывает, что при оптимальном соотношении компонентов в растворе (растворы 1, 2, 3 заявляемого состава) он обладает необходимой плотностью от 1070 до 1800 кг/м, высокими реологическими показателями (η=19,5-90,0 мПа·с, τ=100-175 дПа), низким показателем нелинейности (0,49-0,57), низким коэффициентом липкости глинистой корки (по прибору ФСК-4 0,09-0,25), низкой фильтрацией (2,0-3,0 см/30 мин), что позволяет использовать этот раствор для разбуривания ММП, в том числе осложненными газогидратами и глинистых отложений в условиях длиннопротяженных крутонаправленных скважин.
В таблице 2 проиллюстрирован способ применения заявляемого состава бурового раствора по интервалам бурения, который был осуществлен в лабораторных условиях.
К основным факторам, определяющим требования для обоснования технологических показателей буровых растворов, приняты литолого-минералогические характеристики горных пород, термобарические условия бурения, конструкции скважин и профили ствола из технико-технологических решений по строительству скважин с береговой зоны под акваторию Карского моря.
Основные осложнения при бурении под направление (первый участок) - растепление высокольдистых ММП, обвалы стенок в зоне плывунов, газопроявления при вскрытии газогидратных залежей, обвалы шлама из каверн, полиминеральная агрессия криопэгов, водопроявления и поглощения бурового раствора. В результате применения для бурения ММП долот больших диаметров (490 мм) уменьшается действие арочного эффекта и снижается устойчивость стенок скважины. Для профилактики этих осложнений необходимо:
- снизить теплоэрозионное разрушение стенок скважины за счет оптимизации реологических свойств и температуры бурового раствора;
- повысить взвешивающую (транспортирующую) способность бурового раствора путем оптимизации его вязкостных и структурно-механических свойств;
- обеспечить противодавление (репрессию) на стенки скважины за счет оптимизации плотности раствора для предотвращения поступления из ММП пластовых флюидов (газ, рассолы, вода) и компенсации снижения арочного эффекта.
Для профилактики теплоэрозионного разрушения стенок скважины, обеспечения транспорта выбуренной породы по стволу скважины, предупреждения газообразования в результате гидраторазложений, снижения агрессии соленасыщенных пластовых флюидов охлажденный буровой раствор при бурении под направление должен иметь следующие основные показатели структурно-механических, реологических и фильтрационных свойств:
3
- плотность от 1360 до 1420 кг/м;
- статическое напряжение сдвига за 1 мин не менее 60 дПа;
- динамическое напряжение сдвига до 230 дПа;
- пластическая вязкость до 35 мПа·с;
3
- показатель статической фильтрации 6,5 см/30 мин.
Основные осложнения при бурении наклонно направленного ствола под кондуктор (второй участок) - образование желобов при растеплении мерзлых глин и переувлажнении стенок скважины, сальникообразование при диспергации высокоактивных монтмориллонитовых пород, газопроявления при вскрытии газогидратных линз, образование «шламовых» подушек (дюнообразование) на участках ствола с углом наклона более 45°. Для профилактики возможных осложнений при бурении под кондуктор необходимо:
- обеспечить транспорт шлама по наклонно направленному стволу путем оптимизации реологических и структурно-механических свойств бурового раствора за счет применения высокомолекулярных реагентов многофункционального действия;
- улучшить смазочные свойства бурового раствора для профилактики прихватов бурильного инструмента и передачи осевой нагрузки на долото за счет применения смазочных добавок с ингибирующим действием;
- ограничить воздействие дисперсионной среды бурового раствора на глинистые породы и выбуренный шлам путем снижения показателя фильтрации и применения в составе бурового раствора ингибирующих полимерных добавок.
Для обеспечения транспорта шлама и очистки наклонно направленного ствола, предупреждения прихватов бурильного инструмента, снижения гидратации глинистых пород при бурении отложений тибейсалинской, ганькинской, березовской свит буровой раствор должен иметь следующие показатели основных технологических свойств:
3
- плотность от 1136 до 1155 кг/м;
- статическое напряжение сдвига за 1 мин не менее 35 дПа;
- статическое напряжение сдвига за 10 мин не менее 50 дПа;
- пластическая вязкость до 22 мПа·с;
- динамическое напряжение сдвига до 190 дПа;
3
- показатель статической фильтрации не более 4 см/30 мин;
- коэффициент липкости фильтрационной корки не более 0,15.
1-5
1-5
10
11
26
1
2
1
1-5
10
11
26
1
2
Третий участок приурочен к интервалу бурения под промежуточную колонну в отложениях марреселинской, яронгской свит и к интервалу бурения под эксплуатационную колонну в отложениях танопчинской свиты. Максимальная протяженность «открытого» ствола при бурении под промежуточную колонну достигает 2900 м, при бурении под эксплуатационную - 1100 м (скважины на пласты TП с коэффициентом отклонения 2,92). Основные осложнения при бурении этого участка - шламонакопление, уступо- и желобообразования, посадки, затяжки, прихваты бурильного инструмента, поглощения бурового раствора на границе литологически неоднородных горных пород. Большая протяженность «открытого» ствола с углом наклона от 50,2° до 86,7°, а также высокие контактные усилия элементов оснастки бурильных и обсадных колонн на внутренние стенки обсаженной и необсаженной частей ствола затрудняют передачу осевой нагрузки на долото и увеличивают опасность «недоспуска» обсадных труб до проектной глубины. Для профилактики возможных осложнений при бурении под промежуточную колонну (пласты ТП, ТП, ТП, ТП, БЯ, БЯ) и при бурении под эксплуатационную колонну (пласты ПК, ТП, ТП, ТП, ТП, БЯ, БЯ) необходимо:
- обеспечить формирование качественного ствола и долговременную устойчивость стенок скважины путем защиты горных пород от гидратации (набухания) за счет применения специальных компонентов буровых растворов с высоким ингибирующим действием;
- обеспечить транспорт выбуренной породы по длиннопротяженному стволу для предотвращения накопления его на нижней стенке ствола путем повышения взвешивающей способности бурового раствора за счет применения реагентов с псевдопластичным и структурообразующим действием;
- снизить липкость фильтрационной корки и коэффициент трения на контакте «металл - металл» до минимально возможных значений, обеспечивающих передачу осевой нагрузки на долото и профилактику прихватов бурильного инструмента и спуск обсадных колонн до проектной глубины;
- оптимизировать состав бурового раствора для управления его свойствами в условиях длительной циркуляции путем применения реагентов, устойчивых к механодеструкции.
1
26
3
3
При бурении третьего участка для безопасного вскрытия пластов плотность раствора должна составлять: пласт ПК от 1150 кг/м, пласты танопчинской свиты (кроме ТП) от 1070 кг/м. Дополнительные требования к технологическим свойствам бурового раствора (в сравнении с кондуктором), направленные на профилактику осложнений при бурении третьего участка, следующие:
3
- показатель статической фильтрации не более 3 см/30 мин;
- коэффициент трения «металл - металл» не более 0,1;
- коэффициент липкости фильтрационной корки от 0,1 до 0,2.
Остальные показатели (статическое напряжение сдвига, динамическое напряжение сдвига, пластическая вязкость) бурового раствора при бурении третьего участка остаются в пределах, указанных для бурения под кондуктор. Ассортимент применяемых компонентов бурового раствора также не меняется. Основными компонентами являются многофункциональные реагенты - полисахаридная целлюлоза ПАЦ и смазочная добавка КСД.
26
1
2
26
1
2
26
2
26
3
Вскрытие продуктивных пластов ТП, БЯ, БЯ (четвертый участок) осуществляется наклонно направленным горизонтальным стволом с зенитным углом до 84,2°, со спуском хвостовика-фильтра. Протяженность ствола в продуктивных пластах от 640 м (ТП) до 1600 м (БЯ, БЯ). Температура горных пород в продуктивных пластах составляет от 90°C до 95°C. Коэффициент аномальности пластового давления меняется от 1,71 (пласт ТП) до 1,83 (пласт БЯ). С учетом этого плотность бурового раствора должна иметь значения до 1800 кг/м (пласт ТП). Утяжеленный буровой раствор должен иметь следующие структурно-механические и реологические свойства:
3
- показатель статической фильтрации не более 3 см/30 мин;
1/10
- статическое напряжение сдвига (CHC) не более 60/90 дПа;
- пластическая вязкость до 90 мПа·с;
- динамическое напряжение сдвига до 190 дПа.
3
Для забуривания скважины готовится раствор состава, мас.%: глинопорошок 2,00; биополимер КК Робус 0,12-0,15; полианионная целлюлоза ПАЦ В 0,12-0,15; смазочная добавка КСД 1,5; «Софексил 40» 0,10; вода 96,16-96,10; баритовый утяжелитель 50,00-62,00 (сверх 100) с плотностью 1360-1420 кг/м с технологическими показателями, указанными в таблице 2 (растворы 1, 2).
3
3
3
3
3
3
3
3
3
1/10
0
1/10
0
ск
тр
1/10
0
1/10
0
ск
тр
Раствор для бурения под кондуктор с целью сокращения отходов бурения и водопотребления получен путем 2,5-кратного разбавления растворов (составы 1, 2) минерализованной (3% NaCl) водой (для доказательства возможности использования морской воды) до плотности 1115-1136 кг/м. Осуществлен замер технологических показателей этого раствора, который показал их несоответствие проектируемым: ρ=1115-1136 кг/м; Ф=14 см/30 мин; CHC=0/0; η=2,5 мПа·с; τ=16,8 дПа, после чего раствор дообработан до требуемых технологических показателей: ρ=1115-1136 кг/м; Ф=не более 4 см/30 мин; СНС=не менее 35/50; η=до 22 мПа·с; τ=до 190 дПа. Или в количественном выражении раствор дополнительно обработан реагентами, мас.%: биополимер КК Робус 0,26-0,29; полианионная целлюлоза ПАЦ H 0,45-0,49; смазочная добавка КСД 1,24-1,50; жидкость гидрофобизирующая «Софексил 40» 0,20. Повторный замер технологических показателей (составы 3, 4) показал, что они находятся в пределах проектных. При промывке под промежуточную и эксплуатационную колонну раствор из-под кондуктора (составы 3, 4) подвергается 1,7-кратному разбавлению до ρ=1070 кг/м, замеряются его технологические показатели: Ф=10 см/30 мин; φ=0,3; φ=0,5; СНС=0/0 дПа; η=2,0 мПа·с; τ=15 дПа. Результаты замеров показывают их несоответствие требуемым, раствор дообрабатывается реагентами, мас.%: глинопорошок 0,5; смазочная добавка КСД 8,8-9,0; «Софексил 40» 0,4 до технологически требуемых показателей: ρ=1070-1150 кг/м; Ф=2,3 см/30 мин; СНС=24/60-23/37 дПа; η=22,5-28 мПа·с; τ=125-172 дПа; φ=0,19-0,2; φ=0,02-0,025 (составы 5, 6), которые находятся в пределах запроектированных.
26
1
2
1/10
0
3
3
Для вскрытия пластов с АВПД (ТП, БЯ, БЯ) буровой раствор из-под эксплуатационной колонны утяжеляется баритом до плотности 1800 кг/м (состав 7). Замер его технологических показателей после утяжеления показывает соответствие проектным: ρ=1800 кг/м; Ф=2,4 см/30 мин; СНС=34/67 дПа; η=85 мПа·с; τ=172 дПа.
Предполагается, что технология очистки буровых растворов и комплектность оборудования при строительстве скважин соответствует СТО Газпром 2-3.2-198-2008 /Руководство по технологии очистки буровых растворов при строительстве скважин на месторождениях Тюменской области. - М.: ИРЦ Газпром, 2008/.
Рекомендуется четырехступенчатая система очистки буровых растворов с дополнительными средствами очистки, включающая:
- вибрационные сита;
- пескоотделитель;
- илоотделитель;
- центрифуга для отделения твердой фазы;
- дополнительные средства очистки: ситогидроциклонный сепаратор; конвейерный сепаратор.
Необходимые размеры ячеи ситовых панелей вибрационных сит, диаметры песковых насадок пескоотделителя и илоотделителя, а также режим работы центрифуги для обеспечения качественной очистки буровых растворов и поддержания их проектных показателей представлены в таблице 3.
3
Ингибирующая способность бурового раствора, предназначенного для бурения под кондуктор, была оценена с использованием тестера продольного набухания в динамическом режиме, фирмы OFITE, при температуре 25°C по отношению к образцу глины с выходом 2,4 м/т, по минералогическому составу, близкому к выбуренной породе северных месторождений. Результаты испытаний представлены графически (фиг.1). Установлено, что набухание (K) глиноматериала в разработанном растворе (кривая 2) в сравнении с набуханием в дистиллированной воде (кривая 1) уменьшается в 3 раза, что подтверждает факт того, что раствор обладает хорошими ингибирующими свойствами.
Ингибирующая способность растворов для бурения под промежуточную и эксплуатационную колонны оценивалась по тестеру OFITE в динамическом режиме при t=80°C (температура, максимально приближенная к пластовым условиям). Наблюдается снижение набухания в разработанных растворах плотностью 1,07 (кривая 4), плотностью 1,15 (кривая 3), плотностью 1,80 (кривая 1) в сравнении с набуханием в дистиллированной воде до 4-5 раз (фиг.2).
1
2
Сравнение заявляемого способа применения бурового раствора с известным /Р Газпром 2-3.2-269-2008. Составы буровых растворов и режимы циркуляции для бурения скважин в акватории Тазовской и Обской губ. - М: Газпром экспо, 2009. - 33 с./ путем произведенного расчета необходимого объема бурового раствора для бурения скважин на залежи пластов БЯ и БЯ с коэффициентом отклонения 3,89 и протяженностью ствола 9806 м для конструкций, представленных в таблице 4, по методике расчета объемов буровых растворов для строительства скважин на месторождениях Тюменской области /Р Газпром 2-3.2-198-2008. Руководство по технологии очистки буровых растворов при строительстве скважин на месторождениях Тюменской области. - М.: ИРЦ Газпром, 2008/ показали, что предлагаемый способ применения заявляемого бурового раствора позволяет на 44% сократить его объем, а следовательно, и объем водопотребления и образующихся отходов бурения, а также сэкономить химреагенты.
Таким образом, заявляемый состав и способ применения бурового раствора с высокореологическими свойствами на основе однотипной дисперсионной среды с одинаковым ассортиментом компонентов обеспечивают возможность регулирования технологических параметров бурового раствора для проводки длиннопротяженных участков ствола с большим углом наклона и спуска обсадных колонн до проектных отметок, значительно сокращают объемы водопотребления и отходов бурения, а также химреагентов.
Таблица 3
Размеры ячеи ситовых панелей, диаметров песковых насадок и режим работы центрифуги
Интервал бурения, м
Размер ячеи ситовых панелей, мм
Диаметр песковых насадок, мм
Режим работы центрифуги
конвейерный сепаратор
СВЛ
СГС
пескоот делитель
илоотде литель
отделение твердой фазы
об/мин
м<sup>3</sup>/ч
0-140 (20) направление 140 (200)-665 (720) кондуктор
0,9×0,9
0,5×0,5
0,071×0,071
22-25
8-10
1700-2200
15-18
665 (720)-1360 пром. колонна
-
0,4×0,4
0,071×0,071
16-18
8-10
1700-2200
15-18
1360-2900 (4250) экспл. колонна
-
0,25×0,25
0,071×0,071
16-18
8-10
1700-2200
15-18
Таблица 4
Конструкции скважин на залежь пластов БЯ<sub>1</sub> и БЯ<sub>2</sub>
Наименование обсадной колонны
Характеристика обсадных труб
Интервал спуска обсадных колонн по стволу (по вертикали), м, при коэффициенте отклонения 3,89
Диаметр, мм
Толщина стенки, мм
Направление
426
10,00
0-140
Кондуктор
324
9,50
0-1312(0-720)
Промежуточная
245
10,03
0-797 (0-619)
8,94
0-4573 (0-1360)
Эксплуатационная
178
11,50
0-250
11,50
250-797 (250-619)
9,19
797-8343 (619-2100)
Хвостовик-фильтр
127 ФБ-127
9,19
7808-9806 (1995-2385)
9,19
9806-9956 (2385-2400)
Лифтовая
89
7,34
0-797 (0-619)
6,45
797-7808 (619-1995)
6,45
7808-9806(1995-2385)