Отправляет email-рассылки с помощью сервиса Sendsay

Комплексные реагенты буровых растворов

Подписаться Бесплатная новостная рассылка Подписчиков 5 RSS
  Март 2005   →
 1
 2
 3
 4
 5
 6
 7
 8
 9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
31


За последние 60 дней ни разу не выходила


Открыта: 18-03-2005

Автор
Виталий Синицын

Статистика

5 подписчиков
0 за неделю
←   Все выпуски   →

Комплексные реагенты буровых растворов Новые способы обеспечения качества промывочных жидкостей


Информационный Канал Subscribe.Ru

Новые способы обеспечения качества промывочных жидкостей

В.В. Ипполитов, Н.М. Севодин, А.Ф. Усынин (Бургаз), В.Ф. Штоль, Н.Г. Кашкаров.

Особенности геологического разреза и сложность конструкций глубоких разведочных и эксплуатационных скважин обусловливают необходимость обеспечения низких показателей реологических свойств промывочных жидкостей как при бурении, так и при спуске обсадных колонн различного назначения. В филиале «Тюменьбургаз» надежными способами осуществляется контроль качества промывочных жидкостей, в том числе утяжеленных.

Основным недостатком промывочных жидкостей при разбуривании терригенных пород на месторождениях региона являлась их низкая устойчивость к деструкции (коагуляция) при воздействии температуры и минерализованных пластовых флюидов в статических забойных условиях при отсутствии промывки скважины. Подобное наблюдалось при глубинах забоя скважин 3300-4500 м с увеличением продолжительности СПО, ремонта, геофизических исследований, аварийных работ, а также при спуске обсадных колонн. При вскрытии и проходке продуктивных газонасыщенных пластов ачимовской и тюменской свит много времени затрачивалось на дегазацию и восстановление плотности и вязкости бурового раствора в интервале забойной пачки, характеризующегося высокими значениями структурно-механических свойств.

Для экономии времени традиционная технология предусматривала регулирование технологических показателей утяжеленных буровых растворов добавками лигносульфонатного реагента в сочетании: ГКЖ+ФХЛС+хромпик или ГКЖ+КМЦ+ФХЛС. Состав и соотношение ингредиентов выбирались в зависимости от текущих параметров бурового раствора и цели химической обработки. Опыт использования указанных рецептур химической обработки как в составе комбинированного реагента (простая смесь веществ), так и при раздельном применении показал их низкую эффективность. При глубине скважины oт 3150 до 3680 м (рис. 1, а) после спуска бурильного инструмента превышение вязкости (лТ) забойной пачки над исходной достигало 130-150 с за время отсутствия промывки (t), равное 40-45 ч (буровые растворы плотностью 1300-1460 кг/м3). В интервале 3800-4060 м (рис. 1, б) при выходе забойной пачки утяжеленного по плотности (1790-1830 кг/м3) бурового раствора отмечалось увеличение вязкости до 50-60 с за время t, равное 35-40 ч. Рост вязкости бурового раствора в забойных условиях являлся следствием термоокислительной деструкции защитных коллоидов на фоне высокого содержания мелкодисперсной твердой фазы, влияния пластовой минерализации и присутствия сильных электролитов химической обработки (ГКЖ, NaOH, бихромат калия). При отсутствии эффективного ингибитора термоокислительных реакций лигносульфонатные полиэлектролитические комплексы обеспечивали временный эффект снижения вязкости исключительно в процессе промывки, т. е. движения и перемешивания бурового раствора при динамической температуре; в статическом состоянии происходила коагуляция. Несовершенство рецептуры наиболее отчетливо проявлялось при спуске обсадных колонн: второй промежуточной колонны диаметром 245 мм на глубину 3500-3600 м и 168-мм эксплуатационной колонны на глубину 3700-3900 м (рис. 2). Выход бурового раствора максимальной вязкости забойной пачки (Тзаб) отмечается при промывке на глубинах 3000-3050 м и 3450-3600 м. При химической обработке по схеме: ГКЖ - ФХЛС -бихромат калия значения Тзаб могут достигать 160-180 с, значения СНС за 1 мин от 60 до 160 дПа, а продолжительность выхода забойной пачки (лТ) до 120-150 мин.

Из-за присутствия в интервале перекрываемой части ствола скважины высокопроницаемых поглощающих пластов при спуске промежуточных технических колонн ниже 2000 м отмечались случаи полного отсутствия вытеснения бурового раствора с высокой тиксотропией. В скв. Р-291 Уренгойского НГКМ вытеснение бурового раствора в процессе спуска обсадной колонны диаметром 245 мм прекратилось с глубины 1990 м. Колонна была поднята до 1887 м, восстановлена циркуляция раствора и проведена его химическая обработка. Затем спуск продолжили с интервалами промежуточных промывок не более 120-200 м, во время которых осуществляли дополнительную обработку раствора лигносульфонатами (ФХЛС, лигназ-2 и SERL-THIN совместно с Na2С03). Продолжительность спуска технической колонны составила 157 ч. Аналогичным образом, на скв. Р-728 при неудачном спуске 245-мм обсадная колонна в результате потери циркуляции с глубины 2000 м была поднята полностью. Продолжительность последующих проработки, СПО, промывки и обработки бурового раствора составила 154 ч.

В течение 1997 г. в условиях ограниченного солевого воздействия (по Са2+ до 500 мг/л) для разработки термостойкой рецептуры неминерализованного утяжеленного (плотность до 2000 кг/м3) бурового раствора проводились исследования в двух направлениях: выбор химически инертного утяжелителя с максимальной плотностью и минимальным содержанием водорастворимых соединений и поиск наиболее эффективной химической обработки для защиты системы бурового раствора от термоокислительной деструкции в забойных условиях при температуре 120-160 °С. Исследованы утяжелители: баритовые плотностью 4020-4370 кг/м3; железорудные (ЖРК-1) плотностью 4600-4750 кг/м3; апатито-нефелиновые (ИКИМСО-ТМ) плотностью 4600-4700 кг/м3. Оптимальной признана комбинация ЖРК-1 с баритовым утяжелителем в соотношении 1:1 или с отклонением на 25-50 % в любую сторону.

Определяя эффективность утяжелителей возможностью достижения максимальной плотности бурового раствора при минимальных вязкости и СНС, учитывали фактор накопления дополнительной глинистой фракции в процессе разбуривания терригенных пород. Для приготовления полимерглинистой основы утяжеленного бурового раствора использовали глинопорошок в количестве не более 4-5 % (массовая доля бентонита 2,0-2,5 %), однако при бурении в интервале 3500-4500 м массовая доля бентонита, как правило, увеличивалась до 4,0-5,8 %. Данный показатель наряду с другими факторами существенно влиял на дополнительный расход реагентов при химической обработке. Наилучших результатов по регулированию реологии утяжеленного до 1840-2000 кг/м3 бурового раствора достигли с помощью обработки реагентом КЛСП (карболигносульфонатом пековым) (Патент № 2001091 С1), а также омыленным талловым пеком (ОТП) в сочетании с лигносульфонатами (А.с. 1025714 А, А.с. № 1204625 А). Многоцелевой реагент комплексного действия - КЛСП в системе утяжеленного бурового раствора выполняет функции стабилизатора, эмульгатора, смазочной и ингибирующей добавок, обеспечивает термостойкость до 160 °С при массовых долях NaCl + KCl до 10-15 % и СаСl2 + МgСl2 до 2 %. За счет пролангированного действия реагента сокращается число повторных обработок, уменьшаются их продолжительность и расход химических реагентов. КЛСП и ОТП без ограничений сочетаются со всеми известными видами реагентов: лигносульфонатами, эфирами целлюлозы, акриловыми (азотсодержащими) полимерами, реагентами на основе гуминовых кислот и др. Отличительной особенностью буровых растворов с использованием ОТП и КЛСП является малая вязкость и низкие значения СНС независимо от плотности. ОТП растворим в водной и углеводородных средах одновременно и раздельно, может быть использован как эмульгатор и стабилизатор в составе эмульсий (А.с. № 1134594) и безводных углеводородных систем. В течение шести месяцев 1997 г. буровые растворы на основе КЛСП и ОТП использовались при бурении 13 скважин: полимерно-глинистые плотностью 1190-1230 кг/м3 - на разведочных скважинах в интервале 1350-3500 м; полимерно-глинистые утяжеленные плотностью 1740-1980 кг/м3 - на разведочных скважинах в интервале глубин 3465-4500 м; полимерно-эмульсионные плотностью 1000-1010 кг/м3 и фильтрацией 1,5 см3/30 мин на скважинах с горизонтальным окончанием ствола в интервале 2820-3285 м.

Применение новых химических реагентов-стабилизаторов ОТП и КЛСП позволило обеспечить высокое качество буровых растворов.
С точки зрения экономии материальных ресурсов применение в 1997 г. 40,2 т КЛСП и 38 т ОТП позволило в несколько раз уменьшить расход других химических реагентов (КМЦ; унифлок; лигносульфонаты; графит), полностью отказаться от использования СКЖ-2, бихромата калия, одновременно улучшить экологические аспекты использования и утилизации буровых растворов на месторождениях газа и газового конденсата.

http://subscribe.ru/
http://subscribe.ru/feedback/		 Подписан адрес:
Код этой рассылки: hind.chem.drillingagent		 Отписаться
В избранное