Комплект для определения абсорбционной емкости по методу метиленового синего (МВТ) в контейнере из нержавеющей стали, 115В, 230В
Для оптимального контроля качества буровых растворов проводятся испытания, позволяющие получить информацию о происхождении и виде глин, находящихся в буровом растворе. Эта информация необходима при проведении бурения, так как находящиеся в пробуренной породе глины и сланцы, попадая в буровой раствор, оказывают влияние на процесс бурения в целом.
Метод метиленового синего (МВТ) ежедневно используется для определения обменной способности глины и активных твердых компонентов, содержащихся в буровом растворе. Анализ основан на определении абсорбционных способностей глин, готовых к реакции обмена с катионами, находящимися в буровом растворе. Абсорбированные глиной кати-оны, в результате реакции заменяются на катионы метилена синего. Чем больше ионы глины способны заменить катионов метиленового синего, тем более активна глина, и тем выше потенциал разбухания. Только химически активная часть глины вступает в реакцию, другие же, неактивные материалы, такие как песок, барит, известняк и прочие неабсорбирующие материалы- не вступают в реакцию с метиленовым синим. Когда в испытуемой пробе содержится только один вид глины, то гарантирован точный результат оценки количества активной глины. Если же в испытуемом растворе присутствуют несколько видов глин, то в этом случае, до проведения испытания, рекомендуется провести предварительную оценку преобладающих глинистых материалов, а затем очистку пробы. Предварительная обработка перекисью водорода позволяет лишить этого свойства такие органические материалы, как лигносульфонаты, лигниты, целлюлозные полимеры, полиакрилаты и пр.
Знание видов глины, содержащихся как в буровом растворе, так и в пласте помогает оптимально контролировать предельное статистическое напряжение сдвига, вязкость и плотность бурового раствора, стабильность ствола скважины и себестоимость химреагентов, предотвратить такие осложнения как затяжка и прихват буровой колонны. Без использования МВТ, не определенная выбуренная порода будет оставаться, загрязняя буровой раствор. Полный анализ бурового раствора включает в себя МВТ, ретортный анализ, определения солей и является лучшим средством для оптимального контроля качества бурового раствора. В комплект включены все необходимые реагенты, лабораторная посуда и приборы для проведения анализа на месторождениях. Все компоненты набора хранятся в удобном транспортировочном кейсе из нержавеющей стали.
Комплект для определения абсорбционной емкости по методу метиленового синего (МВТ) в контейнере из нержавеющей стали, 115В
168-00
Комплект для определения абсорбционной емкости по методу метиленового синего (МВТ) в контейнере из нержавеющей стали, 230В
168-00-1
Размеры: 28,6 x 16,5 x 30,5 cм
Компоненты:
Реагенты:
Кейс:
144-36 Универсальный диагональный контейнер
163-27 Зажим средний
163-28 Зажим большой
По дополнительному заказу:
Новости
Полностью обновленный анализатор кинематической вязкости S-flow IV+ от компании Omnitek
Полностью обновленный анализатор кинематической вязкости S-flow IV+ от компании Omnitek
Лабораторные и пилотные ректификационные установки
Компания Pilodist предлагает серию лабораторных установок периодического действия и пилотных установок периодического и непрерывного действия для проведения ректификации.
Свойства бурового раствора могут быть распределены на пять основных категорий:
Вязкость
Высокая вязкость требуется для:
Однако, если вязкость слишком высокая, то это вызывает следующие эффекты:
Плотность
Плотность бурового раствора (удельный вес) устанавливается для контроля за давлением пластовых флюидов. Некоторые пласты, такие как соли или сланцы, могут также требовать установления плотности бурового раствора для предотвращения выпучивания в скважину.
Если удельный вес бурового раствора слишком высок, то это может привести к обратным эффектам:
Водоотдача
Прежде всего водоотдача контролируется для предотвращения нарастания фильтрационной корки и снижения вероятности дифференциального прихвата. Таким образом необходимость регулировать водоотдачу связана с удельным весом бурового раствора.
Поддержание низких значений водоотдачи в продуктивных пластах для минимизации проникновения твердой фазы и фильтрата и тем самым минимизировать нарушения коллекторских свойств пласта, является общепринятой практикой.
Химические свойства
Химические свойства влияют на:
Состав бурового раствора (нефть, вода, соленость, тип катионов и т.д.) оказывает влияние на гидратацию и дисперсность глин.
Химический состав также определяет будут ли разбуриваемые соленосные отложения (например ангидриды, галиты) растворяться.
Во многих системах, химические свойства должны быть контролируемы должным образом для того, чтобы быть уверенными в эффективном использовании продуктов.
Бентонит : Негативное влияние солей; Полимеры : Негативное влияние pH и кальция; Диспергаторы : Негативное влияние pH и солей;
Усиливается содержанием солей, pH и наличием растворенных газов таких как кислород, углекислый газ и сероводород.
Измерения (химические анализы фильтрата):
pH, Pf/Mf (щелочность по фенолфталеину — до 8,3/ щелочность по метилоранжу — до 4), Рм (общая щелочность для бурового раствора), общая жесткость и т.д.
Содержание твердой фазы
Твердая фаза часто квалифицируется как твердая фаза высокой плотности (HGS), или как твердая фаза низкой плотности (LGS).
Барит (или другие утяжелители) относятся к твердой фазе высокой плоскости. Глины и выбуренная твердая фаза относятся к твердой фазе низкой плотности.
Количество и тип твердой фазы содержащейся в буровом растворе будут влиять на:
Высокое содержание твердой фазы будет увеличивать пластическую вязкость и СНС. Глинистая твердая фаза (LGS) имеет большее воздействие, чем инертная твердая фаза, такая как барит.
Буровые растворы с высоким содержанием твердой фазы имеют более толстые фильтрационные корки и контроль за водоотдачей становится более дорогостоящим.
Высокое содержание твердой фазы снижает скорость проходки.
Крупные частицы кварца (песка) делают буровой раствор абразивным, например: для цилиндровых втулок насоса, центробежных насосов и т.д.
Измерительные приборы и измерения:
Заполнение журнала по буровому раствору
Форма журнала заполняется данными по свойствам бурового раствора, по объему, по гидравлике, используемым химреагентам на основании ежедневных анализов.
Из за большого объема этот материал размещен на нескольких страницах: 1 2 3 4
Р1 – масса камеры с буровым раствором, г;
Р2 – масса камеры с твёрдым остатком, г.
Что за параметр МВТ, о чём он говорит?
Ответ:MudBentoniteTest (MBT) – катионообменная ёмкость или концентрация коллоидной фазы (распущенных частиц) в буровом растворе (на практике оценивается по замеру концентрации бентонита в буровом растворе, что и является показателем катионообменной ёмкости), измеряется в г/л = кг/м3; МВТ (или коллоидная фаза бурового раствора) обладает высокой активностью, благодаря очень малому размеру частиц по отношению к их массе; такая дисперсная система отличается большой удельной площадью их суммарной поверхности, а поведение частиц, и бурового раствора в целом, определяется главным образом электростатическими зарядами на их поверхностях, которые способствуют развитию сил притяжения и отталкивания между частицами; коллоиды с размером частиц от 0,1 до 2 мкм и характеризуют вязкость и фильтрационные свойства раствора.
На что влияет СНС, и на что ДНС?
Ответ: СНС влияет на текучесть и вязкость ПЖ; ДНС влияет на качество очистки и вынос из скважины шлама, на реологические свойства ПЖ.
СНС (статическое напряжение сдвига) – параметр ПЖ, характеризующий прочность структуры, возникающей в покоящемся растворе, а также интенсивность упрочения структуры во времени (замер через 1 мин. и через 10 мин. покоя); или удерживающая способность ПЖ.
— в каждом пункте приготовления тампонажного раствора непрерывно производить замеры его плотности вручную ареометром (рычажными весами) с отбором проб из чанов для затворения цемента; обеспечить хранение проб в течение времени ОЗЦ;
— контролировать давление нагнетания жидкостей в скважину по манометрам высокого давления, установленным на цементировочных агрегатах и блок-манифольде;
— учитывать текущий и суммарный объёмы закачанных в скважину жидкостей по тарированным ёмкостям цементировочных агрегатов, назначив для этого ответственных ИТР;
— контролировать характер циркуляции и корректировать режимы работы агрегатов в случае возникновения поглощения в скважине.
Если есть возможность и время, то под осреднительную ёмкость можно приспособить любую свободную ёмкость на буровой, с соответствующими цементажу обвязкой и объёмом этой ёмкости.
Что будете делать если не получили «Стоп» после прокачки расчётного количества продавки?
Что необходимо проверить перед началом цементирования?
— результаты лабораторного анализа цементных растворов (обычно забывают);
— цементировочную головку, продавочные пробки;
— количество, работоспособность и расстановку техники и персонала, участвующих в цементаже;
— количество и качество цемента и жидкости затворения;
— поведение скважины во время промывки;
— результаты расчёта цементажа по плану работ с целью корректировки на не предвиденные (не предусмотренные) изменения.
Что делать, если при цементировании отказала СКЦ?
Ответ: продолжать цементаж с контролем параметров в ручном режиме и закачиваемых объёмов по ёмкостям ЦА; не зависимо от наличия СКЦ в процессе цементирования необходимо:
— контролировать давление нагнетания жидкостей в скважину по манометрам высокого давления, установленным на цементировочных агрегатах и блок-манифольде;
— учитывать текущий и суммарный объёмы закачанных в скважину жидкостей по тарированным ёмкостям цементировочных агрегатов, назначив для этого ответственных ИТР;
— контролировать характер циркуляции и корректировать режимы работы агрегатов в случае возникновения поглощения в скважине.
18 остановочных пунктов буровой, особенно те, которые связаны с технологией, а не с документами?
1) изменение технологического процесса без согласования с Заказчиком (-Западная Сибирь»).
2) отсутствие паспортов используемого оборудования и материалов.
3) производство работ без утверждённого технологического плана.
4) наличие аварийных утечек и разливов технологических жидкостей по кустовой площадке; замазученность территории кустовой площадки в радиусе 50 метров от устья ремонтируемой скважины.
6) не работает хотя бы одна ступень очистки при вскрытии проектного продуктивного пласта.
7) по геофизическим замерам ожидается уход скважины за круг допуска, дальнейшее бурение без исправительных работ запрещается.
8) отсутствует эксплуатационная колонна на мостках за 50 м до вскрытия проектного продуктивного пласта.
9) отсутствует или не исправен индикатор веса при СПО; эксплуатируется индикатор веса при СПО без необходимой документации (паспорт, тарировки и др.).
10) отсутствуют или неисправны: искрогаситель на агрегате для ремонта скважин и специальной технике; уровнемер на ёмкости долива; манометры, применяемые в обвязке устья скважины, в соответствии с утверждённой схемой.
11) отсутствует жидкость долива скважины, в соответствии с планом работ, при подъёме труб (не распространяется на долив дегазированной нефтью; при доливе дегазированной нефтью применяются требования локальных нормативных документов, утверждаемых ежегодно).
12) не установлено ПВО на устье скважины или отсутствует документация на ПВО (паспорт, акт опрессовки в условиях механических мастерских), либо отсутствует согласованное в установленном порядке разрешение на производство работ без установки ПВО; устье скважины с ПВО обвязано с нарушением утверждённых схем.
13) нарушены схемы установки якорей согласно паспортным данным завода-изготовителя, требований стандартов.
14) проводится эксплуатация оборудования, инструмента, механизмов, контрольно-измерительных приборов и подъёмных агрегатов в неисправном состоянии или при неисправных устройствах безопасности (блокировочные, фиксирующие и сигнальные приспособления, приборы), а также при нагрузках и давлениях с превышением рабочих параметров выше паспортных.
15) отсутствует или неисправен ограничитель подъёма талевого блока и ограничитель грузоподъёмности лебедки (если предусмотрено заводом-изготовителем).
16) не полный состав вахты, включая машиниста подъёмного агрегата.
17) используются не очищенные желобные емкости для промывки, бурения и фрезерования.
18) в работе талевый канат, подлежащий отбраковке.
18 остановочных пункта буровой, которые связаны, в основном, документами?
1) отсутствует пусковая документация:
— план-заказ, акты на глушение и стравливание скважины (не требуются при работе на скважине, внесённой в перечень скважин, на которых допускается проведение ТКРС без глушения и без наличия расчёта, выданного ЦДНГ на отсутствие условий фонтанирования скважины);
— акт приёма-сдачи скважины в ремонт;
— планы выполнения сложных технологических операций (СКО, РИР и т. п.);
— акты на выполнение отдельных видов работ (восстановление циркуляции, промывка, кислотные обработки и т. п.);
— наряд-допуск на опасные виды работ;
— наряд-допуск на одновремённое производство работ;
— акт проверки целостности цепи заземления (протокол замера сопротивления контура заземления);
— схема фактической расстановки оборудования;
— акт на скрытые работы и испытание якорей (при использовании якорей);
— акты опрессовки ПВО на устье скважины;
— схема расположения подземных и наземных коммуникаций, утверждённая маркшейдерской службой.
2) отсутствует обязательная техническая и проектная документация.
3) отсутствует утверждённый и согласованный план работ на ремонт или освоение скважины.
4) отсутствует план ликвидации возможных аварий.
5) отсутствует документация на грузоподъёмное оборудование, грузоподъёмные приспособления, технологический инструмент и материалы (паспорта, акты дефектоскопии и сертификаты), при их необходимости использования и применения в работе.
6) отсутствует двухсторонняя связь с диспетчерскими службами.
7) отсутствуют или не исправны первичные средства пожаротушения.
8) отсутствуют или не исправны средства индивидуальной защиты.
9) отсутствует ознакомление закреплённого персонала бригады с планом ликвидации аварий, инструкциями, стандартами, планом работ под роспись.
10) отсутствуют удостоверения о проверке знаний и по курсу «Управление скважиной при ГНВП».
11) отсутствует инструктаж по безопасности труда и пожарной безопасности на рабочем месте.
12) отсутствуют паспорта заводов-изготовителей на оборудование, инструмент, механизмы, контрольно-измерительные приборы и агрегат для ремонта скважин.
13) отсутствуют сертификаты качества на используемые химические реагенты и расходные материалы.
14) отсутствует ответственный инженерно-технический работник при проведении работ повышенной опасности.
15) отсутствует совмещенный план-график и схема территориальной ответственности при одновременном производстве работ.
Буровые растворы для бурения, заканчивания и капитального ремонта скважин
В процессе бурения необходимо производить контроль реолологических параметров бурового раствора с целью предупреждения обвалов стенок и размыва устья скважины. После утяжеления раствора за счет выбуренной породы до необходимой плотности необходимо обеспечить качественную очистку бурового раствора. В случаи поглощения бурового раствора применять вязкие пачки с наполнителем (кордовое волокно, резиновая крошка, древесные опилки, ореховая скорлупа). Перед спуском обсадной колонны рекомендуется обработать буровой раствор смазывающей добавкой FK-Lube или иными смазывающими добавками.
В процессе бурения на репрессии с промывкой любым типом бурового раствора в околоскважинной зоне формируется зона кольматации и зона проникновения фильтрата, физико-химический состав и глубина которых определяют как устойчивость приствольной зоны, так и снижение гидропроводности и фазовой проницаемости продуктивного пласта.
На основе анализа фундаментальных исследований в области химии и биохимии углеводов, обобщения практики бурения скважин в качестве полимерных реагентов для регулирования фильтрационных и реологических свойств безглинистых и малоглинистых буровых растворов используются полисахариды.
Основной причиной выбора полисахаридов является их способность к химической и биологической деструкции, за счет чего обеспечивается возможность разрушения и удаления кольматационного слоя, образующегося в процессе бурения, и практически полное восстановление коллекторских свойств пласта.
Разработана технология получения комплексных полисахаридных реагентов с использованием ингибиторов термоокислительной деструкции, в качестве которых использованы водорастворимые силикаты, бораты щелочных металлов, формиаты натрия и калия.
Комплексные реагенты содержат также гидрофобизирующие добавки на основе калиевых солей жирных кислот и неионогенного ПАВ.
Применение этих реагентов обеспечивает сохранение регламентированных реологических и фильтрационных свойств полисахаридных систем при t =90-1800 о C в течение длительного времени (исследования проводились в течение 45 суток).
На основе этих реагентов предлагается ряд рецептур безглинистых и малоглинистых буровых растворов для различных условий бурения, особенности состава и свойств которых приведены ниже.
Полимер-эмульсионный буровой раствор (ПМГ) для бурения надпродуктивного интервала
В качестве основного средства промывки скважины при бурении надпродуктивного интервала наиболее эффективно применение бурового раствора со свойствами, обеспечивающими устойчивость глинистых отложений, снижение проницаемости водоносных пластов, качественную очистку ствола скважины.
Высокопроницаемые водоносные пласты, неизолированные к моменту первичного вскрытия продуктивного пласта, требуют больших затрат обрабатывающих реагентов, завышения сверх необходимого его структурных показателей, добавления в раствор кольматантов, оказывающих отрицательное влияние на качество вскрытия пласта.
Входящие в состав раствора полимерные и ингибирующие реагенты придают раствору необходимые свойства.
Реагент-гидрофобизатор Синтал выполняет роль стабилизатора неустойчивых отложений, кольматирующей, гидрофобизирующей и смазывающей добавки.
Дополнительная кольматация водоносных пластов и упрочнение стенок скважины достигается водорастворимыми силикатами (силикаты натрия, калия или их смеси).
Применение полианионной целлюлозы в сочетании с Синтал и силикатами обеспечивает буровому раствору необходимые реологические характеристики.
С использованием гидравлических программ (программа Landmark) рассчитываются оптимальные показатели реологических свойств раствора для бурения наклонных, пологих и горизонтальных участков стволов скважин.
Компонентный состав для конкретного месторождения уточняется по результатам анализа геолого-технической документации и проведения дополнительных исследований кернового материала или шлама.
Выбор комплекса ингибиторов проводится по стандартам АНИ и отечественным методикам.
Буровой раствор характеризуется низкими значениями показателя фильтрации (Ф = 2,0-8,0 см 3 по АРI), регулируемыми в широком диапазоне реологическими показателями (η=10-40 мПа*с; τ0=25-180,0 дПа ), низким коэффициентом трения (Ктр = 0,07-0,1 по API).
Положительно то, что этот раствор легко модифицируется в буровой раствор для вскрытия продуктивного пласта путем дополнительного ввода крахмала, карбоната кальция и биополимера.
Раствор БР-ПМГ успешно применяли при проводке скважин в неустойчивых глинизированных отложениях значительной протяженности с зенитным углом 50-70º с сохранением номинального диаметра скважин при бурении пологих и горизонтальных участков ствола скважины, в тч при бурении дополнительных стволов на месторождениях Пермской области, при этом исключается необходимость установки цементных мостов в верейском горизонте, которые при бурении по традиционной технологии были обязательны.
В настоящее время этот раствор применяется на месторождениях республики Коми, Казахстана.
Буровые растворы на основе полисахаридов для вскрытия продуктивного пласта
Выбор оптимальной рецептуры бурового раствора для вскрытия продуктивного пласта рассматривается как ключевой момент сохранения коллекторских свойств пласта.
В лаборатории разработано несколько типов безглинистых систем на основе полисахаридов (ББР), которые предназначены для вскрытия продуктивных пластов.
Методически выбор компонентного состава бурового раствора для вскрытия продуктивного пласта обосновывается по результатам оценки его влияния на изменение проницаемости пористой среды и по коэффициенту восстановления проницаемости образцов керна после фильтрации бурового раствора при реальных перепадах давлений, возникающих при первичном вскрытии.
Для предотвращения глубокого проникновения дисперсной фазы и дисперсионной среды бурового раствора в пласт предусматривается ввод кислоторастворимого кольматанта, фракционный состав которого выбирается по результатам исследования кернового материала конкретного месторождения.
Применение полимерных реагентов из класса полисахаридов и правильный подбор фракционного состава кольматанта обеспечивает быстрое формирование в призабойной зоне пласта незначительной по глубине и низкопроницаемой зоны кольматации, которая предупреждает глубокое проникновение бурового раствора и его фильтрата в пласт в период первичного вскрытия, но легко разрушается в период освоения.
Зона кольматации, сформированная ББР на основе полисахаридов, может быть легко разрушена в процессе освоения при использовании специальных деструктурирующих реагентов, например, комплексного реагента КДС, который предлагается в качестве основы перфорационной среды.
В зависимости от геолого-технических условий, конструкции скважины разработано несколько вариантов ББР.
БЕЗГЛИНИСТЫЙ БУРОВОЙ РАСТВОР ББР-СКП
Присутствие ингибиторов набухания и диспергирования глин (КС1, силикаты и др.) обеспечивает устойчивость глинистых отложений и предупреждает набухание глины в коллекторе пласта. ББР-СКП стабилен при любой минерализации, фильтрационная корка устойчива к воздействию тампонажного раствора.
Дополнительное физико-химическое модифицирование фильтрационной корки ББР в процессе подготовки ствола скважины к цементированию обеспечивает плотный контакт цементного камня с породой.
БЕЗГЛИНИСТЫЙ БУРОВОЙ РАСТВОР РЕОГЕЛЬ
Уникальные структурно-реологические и низкие фильтрационные свойства раствора обеспечивают минимальное проникновение его в пласт, одновременно раствор характеризуется высокими капсулирующими свойствами, обеспечивая незначительную смачиваемость выбуренной породы, тем самым препятствуя диспергированию шлама, но обеспечивая полное осаждение шлама при низкой скорости течения (в отстойниках, желобах и приемных емкостях буровых насосов).
Буровой раствор не создает в проницаемых пластах на стенке скважины толстой фильтрационной корки и способствует высокой степени замещения бурового раствора тампонажным.
Входящий в состав бурового раствора антиоксидант предотвращает ферментативное разложение полисахаридов.
Эффективность этого раствора с точки зрения сохранения коллекторских свойств пласта не ниже, чем у известных систем буровых растворов с биополимером и мраморной крошкой, но стоимость раствора значительно ниже за счет использования только отечественных реагентов.
ПОЛИМЕР-ЭМУЛЬСИОННЫЙ БУРОВОЙ РАСТВОР ЭМУЛГЕЛЬ
Для строительства скважин в сложных гидрогеологических и технико-технологических условиях (например, при бурении через кыновские аргиллиты, глауконитовые глины) при необходимости решения основной проблемы сохранения устойчивости ствола скважины в интервалах залегания неустойчивых глинистых отложений при больших зенитных углах и обеспечения выноса шлама из сильно искривленного участка ствола скважины разработан полимер-эмульсионный буровой раствор ЭМУЛГЕЛЬ.
Исследования показали, что наибольший эффект по сохранению стабильности сланцев достигается в углеводородсодержащих средах в присутствии ингибирующих добавок (KCl, силикаты, CaCl2).
За счет повышенного содержания углеводородсодержащей составляющей раствор обладает усиленными ингибирующими свойствами и оптимальными структурно-реологическими показателями, необходимыми для качественной очистки забоя при больших зенитных углах.
Полученная прямая эмульсия типа «масло в воде» обладает положительными свойствами растворов на нефтяной основе, но при этом исключаются такие негативные свойства РНО, как экологическая и пожарная опасность.
Этот раствор может быть использован и для бурения горизонтального участка при вскрытии продуктивного пласта, т. к. по своим физико-химическим и технологическим показателям отвечает требованиям для качественного вскрытия продуктивного пласта.
УТЯЖЕЛЕННЫЕ БУРОВЫЕ РАСТВОРЫ ДЛЯ ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ
Для ведения работ в условиях АВПД традиционно используют глинистые буровые растворы, содержащие в качестве добавок баритовый, железистый и другие утяжелители. Эти системы отличают относительно невысокая стоимость, широкий спектр обрабатывающих реагентов и большой опыт применения.
Однако использование таких растворов приводит к необратимой кольматации продуктивных пластов (особенно низкопроницаемых, трещиноватых и трещино-поровых коллекторов) и требует дополнительных дорогостоящих операций по восстановлению проницаемости пласта.
Безглинистые буровые растворы, плотность которых регулируется концентрацией водорастворимых солей и кислоторастворимых утяжелителей, имеют принципиальное преимущество перед глинистыми при заканчивании скважин за счет исключения из состава кольматанта, трудноудаляемого из ПЗП при освоении.
Дополнительным преимуществом таких буровых растворов является более высокое качество крепления скважин.
Разработаны утяжеленные безглинистые буровые растворы плотностью до 1600 кг/м 3 на основе пластовой воды, растворов неорганических солей (хлориды натрия, калия, кальция, магния) и карбоната кальция для доутяжеления.
Оптимизация реологических и фильтрационных свойств этих растворов проводится комплексом полисахаридных реагентов.
Высокую плотность растворов могут обеспечивать не только неорганические соли, но и органические, в частности, формиаты щелочных металлов.
Формиаты обладают рядом преимуществ по сравнению с тяжелыми неорганическими солями, и в частности, экологической безопасностью, высокой ингибирующей способностью по отношению к глинистым сланцам, повышением термостабильности полисахаридных реагентов, низкой коррозионной активностью, совместимостью с пластовыми флюидами, снижением коэффициента трения буровых растворов.
Разработаны технологические жидкости на основе формиатов, которые содержат комплекс полисахаридных реагентов для регулирования фильтрационных, реологических, псевдопластичных и капсулирующих свойств и мраморную крошку для временной кольматации ПЗП.
Буровые растворы на основе формиатов сохраняют термостабильность при температурах до 200 о С, имеют низкие значения показателя фильтрации (0,5-3,5 см 3 при DР = 0,7 МПа), регулируемые в широких пределах значения пластической вязкости (h=15-95 мПа*с) и динамического напряжения сдвига (τ0=60-200 дПа), при этом буровые растворы имеют низкие гидравлические сопротивления (коэффициент консистенции К =0,008-0,227 при скорости сдвига 511/1022с-1), низкие значения коэффициента трения (Ктр=0,09- 0,207), фильтрат раствора имеет низкое поверхностное натяжение на границе с углеводородной жидкостью (σ=0,0083-0,013 Н/м).
Предлагается несколько рецептур:
— Системы без твердой фазы на основе формиата натрия (r = 1300 кг/м 3 ), формиата калия (r = 1670 кг/м 3 ), формиатов калия и цезия (r = 2200 кг/м 3 );
— Системы с частичной заменой формиатов на кислоторастворимый карбонатный утяжелитель (r = 1800 кг/м3). В качестве утяжелителя использовали мраморную крошку;
— Системы с пониженным содержанием кислотонерастворимой твердой фазы (r = 2200 кг/м 3 ). Для доутяжеления используется барит, Магбар, сидерит (карбонат железа), гематит.
не ужесточаются требования со стороны природоохранных организаций, так как при их использовании и при использовании совместно с другими компонентами бурового раствора не образуется экологически опасных отходов;
появляется возможность многократного и многоцелевого использования бурового раствора ввиду его высокой ферментативной устойчивости и устойчивости к термоокислительной деструкции;
для приготовления и очистки бурового раствора в процессе бурения не требуется дополнительного оборудования буровых установок;
буровой раствор на основе формиатов может быть использован в качестве жидкости глушения или жидкости перфорации, т. к. он не оказывает отрицательного влияния на коллектор.
РЕЗУЛЬТАТЫ ПРОМЫШЛЕННОГО ПРИМЕНЕНИЯ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ НА ОСНОВЕ ПОЛИСАХАРИДОВ
С использованием безглинистых и малоглинистых буровых растворов на основе полисахаридных реагентов в гг в Пермском Прикамье пробурено более 300 скважин, в тч пологие и горизонтальные скважины.
Растворы применялись также в ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь, и КРС (п. Самарский), Удмуртии, республиках Коми и Казахстан.
Анализ результатов применения буровых растворов на основе полисахаридов при бурении вертикальных, наклонно-направленных и горизонтальных скважин позволил отметить следующие преимущества предлагаемых систем буровых растворов:
— Высокие ингибирующие и низкие фильтрационные характеристики растворов позволили сохранить устойчивость стенок ствола скважины на весь период бурения. Каротажный материал (каверномер) показал, что средний диаметр скважин в интервале залегания терригенных отложений близок к номинальному.
— Поддержание реологических характеристик на уровне проектных значений обеспечило высокую выносную и удерживающую способности безглинистых буровых растворов, что позволило избежать осложнений в процессе бурения, связанных с зашламлением ствола скважины при зенитных углах 30-700.
— Вскрытие продуктивного пласта проходит без остановок в бурении, так как раствор ББР-ПМГ, используемый для бурения надпродуктивного интервала, совместим с безглинистыми буровыми растворами, используемыми для вскрытия продуктивного пласта, в тч для горизонтальных участков стволов скважины.
Поэтому для проводки горизонтального участка и первичного вскрытия продуктивного пласта не требуется сброс циркулирующей в скважине промывочной жидкости и, соответственно, сократились временные затраты по приготовлению раствора.
— Использование растворов позволило повысить технико-экономические показатели работы долот за счет высокой смазывающей способности и низкого значения коэффициента трения.
— Проведенные гидродинамические исследования коллекторских свойств продуктивного пласта показали отсутствие загрязнения ПЗП (фильтрационно-емкостные характеристики призабойной и удаленной зон продуктивного пласта практически одинаковы); после освоения скважин полученные дебиты соответствовали или превышали проектные, время освоения сократилось в 1,5-2 раза, при этом освоение скважины проходит, как правило, без дополнительных воздействий на пласт.
