Технологии разработки утяжеленного соленасыщенного термостойкого бурового раствора ООО «НПП «БУРИНТЕХ»

Development of more heavy thermally stable salt-saturated drilling mud by «BURINTECH» SPE» LLC

G. ISHBAEV, M. DILMIEV, A. KHRISTENKO, O. MAMAEVA, A. MAKHMUTSHINA, «BURINTECH» SPE» LLC

Для бурения скважин с аномально высокими пластовыми давлениями (АВПД), интервалы которых в основном представлены галитовыми отложениями, специалистами ООО НПП «БУРИНТЕХ» разработан утяжеленный соленасыщенный термостойкий – до 155°С буровой раствор. В статье рассматривается влияние различных солей на снижение содержания твердой фазы в утяжеленном буровом растворе.

To drill wells with abnormal high pressure (which intervals are mainly represented by halite deposits) specialists of «BURINTECH» SPE» LLC developed more heavy thermally stable (up to 155°C) salt-saturated drilling mud.

При бурении скважин с аномально высокими пластовыми давлениями (АВПД), встречающимися в осложненных геологических условиях, используются утяжеленные буровые растворы, необходимая плотность которых достигается за счет ввода солей или добавлением традиционно используемых водонерастворимых утяжелителей (барит, мраморная крошка, гематит, сидерит).

При увеличении плотности растворением солей применяются хлорид натрия или калия, хлорид кальция, хлорид цинка, а также тяжелые соли, например бромиды, для достижения бульшей плотности [1].

Дж. Р. Грей и Г. С. Г. Дарли рекомендуют для достижения плотности раствора до 1,2 г/см3 использовать соль хлорида натрия, для плотности от 1,2 до 1,4 г/см3 – хлорид кальция и от 1,4 до 1,7 г/см3 – смесь хлоридов кальция и цинка. Для получения более тяжелых растворов с диапазоном плотностей от 1,7 г/см3 и более авторы рекомендуют использовать бромид кальция или смесь бромида и хлорида кальция [2].

Считается, что ввод соли в раствор приводит к достижению необходимой плотности, позволяет получить раствор с меньшим содержанием твердой фазы и, как следствие, более прокачиваемую систему бурового раствора с минимальными значениями реологических свойств.

С целью проверки данного утверждения в испытательной лаборатории буровых растворов были проведены исследования, в которых определялось объемное содержание твердой фазы в растворах, утяжелённых как гематитом и баритом, так и различными солями, а также исследовано влияние кинематической вязкости исходного раствора на пластическую вязкость утяжеленного.

Были приготовлены четыре исходных соленасыщенных раствора различных комбинаций солей:
  1. 100 мл воды + 75 г формиат калия + 10 г NaCl;
  2. 100 мл воды + 225 г формиат калия + 3 г NaCl;
  3. 100 мл воды + 75 г CaBr2+19 г NaCl;
  4. 100 мл воды + 30 г NaCl.
Данные исследования проводились в ходе разработки термостойкого (до 150°С) утяжеленного раствора для бурения интервала, представленного галитовыми отложениями, требуемая плотность которого – 2,4 г/см3. Тестируемые растворы доведены до насыщения по NaCl для снижения растворимости галита.

В каждом растворе определена динамическая вязкость (η, мПа·с) как произведение кинематической вязкости (ν, сПз) на плотность (ρ, кг/м3) раствора. Кинематическую вязкость определяют измерением времени истечения определенного объема жидкости под действием силы тяжести через калиброванный стеклянный капиллярный вискозиметр.

После этого для достижения одинаковой плотности (выбрано значение — 2,4 г/см3) в каждый раст­вор добавлялся барит и производился расчет плотности.

Результаты исследований представлены в табл. 1.
Табл. 1. Результаты исследований по определению объемного содержания твердой фазы в соленасыщенных растворах различных комбинаций солей, утяжеленных баритом, до плотности 2,4 г/см3
По данным таблицы видно, что увеличение концентрации соли (формиат калия НСООК) в 3 раза в растворах №1 и №2 приводит к увеличению динамической вязкости раствора почти в 3 раза и увеличивает общее содержание твердой фазы на 14%. В растворах №1 и №3 одинаковая концентрация соли (75 г/100 мл воды), но в растворе №3 с CaBr2 выше начальная плотность, поэтому необходимо меньше расхода барита для утяжеления раствора до плотности 2,4 г/см3. Также в растворе №3 выше динамическая вязкость и ниже общее содержание твердой фазы. В последнем растворе с NaCl получено самое наименьшее содержание твердой фазы.

Согласно В.Д. Городнову, для прокачиваемости раствора содержание твердой фазы в растворе должно быть не более 50% по объему, сюда же входят растворенные соли [1]. Судя по полученным данным, в качестве исходного раствора лучше использовать раствор №4, насыщенный NaCl.

Вывод: увеличение в растворе концентрации солей не приводит к снижению содержания твердой фазы, а наоборот – увеличивает; но чем тяжелее соль, тем в меньшей степени она увеличивает содержание твердой фазы.

Заметим, что увеличение концентрации соли в растворе способствует повышению вязкости дисперсионной среды и увеличению общего содержания твердой фазы в растворе, что приводит к увеличению пластической вязкости.

Для примера: в табл. 2 представлены реологические параметры растворов одинакового состава, но с разными солями (хлористый натрий и формиат калия).
Табл. 2. Реологические параметры растворов с формиатом калия и хлористым натрием
На основании табл. 2 можно сделать вывод, что увеличение концентрации соли в растворе приводит к повышению его пластической вязкости.

Вывод: увеличение концентрации соли в растворе способствует повышению вязкости дисперсионной среды и увеличению общего содержания твердой фазы в растворе, что приводит к увеличению пластической вязкости раствора.

В испытательной лаборатории буровых растворов разработан соленасыщенный термостойкий (до 150°С), утяжеленный до 2,4 г/см3 раствор, предназначенный для разбуривания галитов, содержащий на 100 мл воды следующие компоненты (в %):
  1. глинопорошок – 2;
  2. дефлоккулянт – 1;
  3. понизитель фильтрации низковязкий – 2;
  4. понизитель фильтрации высоковязкий – 1;
  5. термостабилизатор – 5;
  6. NaCl – 35;
  7. барит – 250.
Параметры разработанного раствора представлены в табл. 3.
Табл. 3. Параметры соленасыщенного термостойкого утяжеленного раствора плотностью 2,4 г/см3
Таким образом, разработанный раствор позволит в будущем расширить географию оказания услуг по сервису буровых растворов в таких регионах, как Республика Туркменистан, Узбекистан, Казахстан и других регионах с осложненными условиями бурения.

Литература

  1. Городнов В.Д. Буровые растворы: Учебник для техникумов. М.: Недра, 1985, 206 с.
  2. Грей Дж. Р., Дарли Г. С. Г. Состав и свойства буровых агентов (промывочных жидкостей). / Пер. с англ. М.: Недра, 1985, 509 с.

References

  1. V.D. Gorodnov. Drilling muds: Manual for technical schools. – M.: Nedra (bowels), 1985, 206 pages.
  2. J.R. Grey, G.S.G. Darly. Composition and properties of drilling agents (flushing liquids): translated from English – M.: Nedra (bowels), 1985, 509 pages.

Комментарии посетителей сайта

    Функция комментирования доступна только для зарегистрированных пользователей


    Авторизация


    регистрация

    Ишбаев Г.Г.

    Ишбаев Г.Г.

    д.т.н., профессор, генеральный директор

    ООО НПП «БУРИНТЕХ»

    Дильмиев М.Р.

    Дильмиев М.Р.

    начальник службы буровых растворов

    ООО НПП «БУРИНТЕХ»

    Христенко А.В.

    Христенко А.В.

    к.т.н., заместитель начальника службы буровых растворов

    ООО НПП «БУРИНТЕХ»

    Мамаева О.Г.

    Мамаева О.Г.

    к.т.н., инженер-технолог испытательной лаборатории буровых растворов СБР

    ООО «НПП «БУРИНТЕХ»

    Махмутшина А.В.

    Махмутшина А.В.

    инженер-технолог испытательной лаборатории буровых растворов СБР

    ООО «НПП «БУРИНТЕХ»

    Просмотров статьи: 5702

    Рейтинг@Mail.ru

    admin@burneft.ru