содержание   ..  40  41  42  43  44  45  46  47  48  49  50  ..

Солестойкие буровые растворы

Одной из проблем глубокого бурения в соленосных отложе­ниях является создание солетермостойких буровых растворов. Сложность разработки рецептур этих растворов заключается в том, что в природных условиях встречаются солевые отложения, раз­личные по составу и свойствам. В солевых комплексах чаще всего встречаются: гипс (CaS0₄-2H₂0), ангидрит (CaS0₄), галит (NaCI), сильвин (КС1), карналлит (КС1 * MgCl₂ * 6Н₂0), бишофит (MgCl₂ X X 6Н₂0), полигалит (K₂Mg [Са₂] • [S0₄] 2Н₂0), тахгидрит (2MgCl * CaCl ₂ • 12Н ₂0).

В зависимости от условий формирования хемогенных отложе­ний соли могут встречаться или в виде включений в осадочные по­роды (Белоруссия, Восточная Украина, Северный Казахстан и др.), или в виде массивов (Нижнее Поволжье, Западный Казах­стан и т. д.).

Основные трудности, возникающие при проводке скважин в со­левых отложениях, вызваны тем, что при промывке скважин буро­вые растворы на водной основе насыщаются солями, которые вызывают интенсивную коагуляцию глинистых частиц, каверно- образование на стенках скважины, обвалы глинистых пропластков, пластическое течение пластовой соли. Агрессивное действие солей на буровой раствор возрастает с повышением забойных температур. Перепад температур на различных глубинах циркуляции бурового раствора обусловливает недонасыщенность растворов на забое и пересыщение их по мере снижения температуры в столе скважины. В верхних интервалах скважин пересыщение растворов сопровож­дается выкристаллизацией солей, отлагающихся на стенках скважины и бурильном инструменте, сужающих затрубное пространство ствола и часто приводящих к прихвату бурильного инструмента.

Современное состояние теории растворов не позволяет определять расчетным путем химические потенциалы в концентрированных растворах солей, поэтому пользуются экспериментальными результатами изменения их растворимости.


В процессе циркуляции в скважине от забоя к устью буровой раствор постепенно охлаждается в результате отдачи тепла вышележащим горным породам, бурильному инструменту и т. д. При охлаждении насыщенных растворов кристаллические зародыши выделяются только при достижении пересыщения раствора солью. При этом в насыщенном солью растворе молекулы (ионы) непрерывно объединяются в большие группы; эти группы кинетически неустойчивы и быстро распадаются, если их растворимость оказывается выше концентрации электролита в растворе.

Кристаллизация солей в буровом растворе, кроме охлаждения и насыщения раствора солью, вызвана также наличием в нем твердой фазы (выбуренных частиц горной породы, глины и т. д.), на поверхности которой адсорбируется электролит. В результате этого происходит повышенная местная концентрация электролита вплоть до пересыщения, что вызывает кристаллизацию соли. Поэтому в растворах с высоким содержанием твердой фазы кристаллизация солей будет наибольшей. Для сохранения в буровом растворе солевого равновесия наиболее перспективны растворы с малым содержанием твердой фазы или безглинистые системы (полимерные растворы, инвертные эмульсии и др.).

Образование наростов кристаллов солей на стенках скважины или бурильном инструменте подчиняется теории послойного роста кристаллов [64]. Вначале к образовавшемуся на стенке скважины поверхностному слою кристаллов присоединяется группа ионов соли, образующая новую энергетическую область кристаллизации до завершения ионной плоскости. После завершения каждого предшествующего слоя соли процесс повторяется. Скорость образования таких наростов соли зависит от силового поля ее кристаллической решетки.

Кристаллизация солей из бурового раствора в желобной системе и гидравлической обвязке скважины вызывает большие расходы соли на насыщение раствора перед закачкой его в скважину. Это приводит к перерасходам солей при бурении скважин с промывкой соленасыщенными растворами, а также вызывает повышенный размыв стенок скважины в результате их растворения в недона-сыщенном растворе.

Кроме того, пересыщение бурового раствора той или иной солью затрудняет химическую обработку буровых растворов защитными коллоидами. При этом возникает стабилизационное разжижение, сопровождающееся потерей структуры раствора, выпадением твердой фазы и образованием пробок в скважине, ухудшением реологических свойств и повышением водоотдачи.

Возникновение каверн в солевых отложениях обусловлено образованием кристаллогидратов соли и ее растворением. В табл. 26 приведена растворимость встречающихся в хемогенных отложениях солей и некоторых их смесей при температурах 20 и 100° С [37].

Из табл. 25 видно, что растворимость солей зависит от состава бурового раствора. В зависимости от солевого равновесия в системе растворимость снижается введением в насыщенный раствор более растворимой соли. Такая же закономерность наблюдается и при многокомпонентных системах электролитов в растворе.
 

Для полного прекращения растворимости, например NaCI и КС1, необходимо ввести в раствор 36% MgCl2, что составляет около 70% в пересчете на кристаллогидрат этой соли [37].

Растворимость солей прекращается в инертных средах — растворах на углеводородной основе, инвертных эмульсиях, при вскрытии солей газообразными агентами (воздух, азот и т. д.).

Эмульгирование соленасыщенных буровых растворов нефтью, дизельным топливом, отработанным мазутом, а также введение смазочных добавок (смад, СГ и др.) в значительной степени модифицируют кристаллизацию солей в буровом растворе и способствуют образованию тонкодисперсных кристаллов, не выпадающих из системы раствора. Это обусловлено тем, что адсорбирование углеводородной жидкости па образующемся зародыше соли блокирует его дальнейший рост в пересыщенной системе раствора электролита и, таким образом, способствует затуханию спонтанной кристаллизации.

Стенки скважины, смоченные углеводородным компонентом (нефтью, смадом, дизельным топливом и т. д.), в какой-то мере экранируются от возможных центров кристаллизации на них солей из раствора, поэтому в эмульсионных растворах редко образуются солевые наросты.

Снижение растворимости солей в средах буровых растворов имеет весьма важное значение, поскольку в ряде районов бурения интенсивное кавернообразование является причиной осложнений, поломок бурильного инструмента, смятия обсадных колонн, трудностей цементирования и т. д.

Пластическое течение солей увеличивается с ростом температур, скорости образования кристаллогидратов и горного давления. Например, в Прикаспийской впадине и ряде других районов бурения пластическое течение солей проявляется уже на глубинах 2200—2400 м.

В настоящее время борьба с пластическим течением солей основана на насыщении бурового раствора высокорастворимыми

солями и утяжелении его баритом с целью повышения противодавления на пласты соли; кроме того, пласты соли вскрывают с промывкой углеводородными буровыми растворами, предупреждающими растворение.

С повышением температур усиливается физико-химическое взаимодействие бурового раствора с хемогенными отложениями, более интенсивно образуются кристаллогидраты солей. В этих условиях отложения полигалитов, бишофита, каналлита размягчаются и становятся чувствительными к действию горного давления, переходя в пластическое состояние.

Оценка давления на обсадные трубы при пластическом течении солей имеет весьма важное значение, поскольку позволяет прогнозировать смятие колонн или сужение ствола скважины.

Проводка скважин в отложениях солей в значительной степени зависит от изменения деформационных и прочностных свойств массива, особенно при действии высоких пластовой температуры и горного давления.

В последние годы на многих месторождениях вскрыты солевые отложения мощностью от 800 до 3000 м и более. Проводка скважин в таких отложениях часто сопровождается тяжелыми авариями, обусловленными смятием обсадных колонн, прихватами бурильного инструмента, сломами труб в кавернах и т. д. Пластическое течение солей наблюдается на Украине, в Казахстане, Нижнем Поволжье, Белоруссии и других районах. Практикой бурения скважин, пробуренных в этих районах, установлено, что пластическое течение соли и вызванное этим смятие обсадных колонн наступает через 50—90 сут после вскрытия солей бурением. Переход отложений солей от упругого состояния в упруговязкопластичное обусловлено развитием трансляционного скольжения кристаллогидратов соли, вызывающих релаксацию напряжений в пласте. Наряду с трансляционным скольжением в монокристаллах соли возникают перекристаллизация и двойникование, приводящие к уменьшению кристаллов и повышению их растворимости.

Хендин и Хагер показали, что гидростатическое сжатие оказывает незначительное влияние на деформацию соли, в которой вся энергия связей носит внутрикристаллический характер. Увеличение температуры от 20 до 300° С приводит к уменьшению прочности монокристаллов солей примерно в 7 раз.
 

Из табл. 27 видно, что если для предупреждения пластического течения солей в скважине не будут приняты соответствующие технологические меры, то с глубины 2500— 3000 м обсадные колонны могут быть смяты и нарушена их герметичность. Для того чтобы этого не допустить, повышают гидростатическое давление в скважине, утяжеляя соленасыщенный буровой раствор баритом. Однако эта мера недостаточна для предупреждения пластического течения соли.

Контактирование хемогенных отложений с водной средой бурового раствора вызывает их обводнение, образование кристаллогидратов, снижает естественную прочность, вызывает рекристаллизацию и повышенную растворимость. Такое физико-химическое взаимодействие солей с водной фазой буровых растворов даже при высоком гидростатическом противодавлении в стволе скважины со временем может вызывать пластическое течение. Чтобы снизить или уменьшить физико-химическое взаимодействие солей с водной фазой буровых растворов, их обрабатывают защитными полимерами-реагентами, понижающими водоотдачу, и насыщают солями, по составу близкими к солевым отложениям.

Из многих реагентов, применяемых для стабилизации минерализованных буровых растворов, крахмал является наиболее универсальным. Он эффективен как реагент-стабилизатор и понизитель водоотдачи при малой и высокой минерализации водной фазы буровых растворов и дает лучшие результаты по сравнению с другими полимерными реагентами. Крахмал весьма гидрофилен. В холодной воде он адсорбирует от 25 до 35% воды, но при этом не набухает. При нагревании его в водной среде до 60Q С поглощается до 300% воды и более и образуется вязкий раствор (клей-стер), обладающий коллоидными свойствами. Для получения крахмального клейстера в холодной воде к водному раствору необходимо добавить щелочь.

Механизм клейстеризации крахмала сводится к разрушению агрегатов молекул и его гидратации. Коллоидальность крахмала зависит от степени его клейстеризации, дисперсности, pH среды, температуры нагрева и т. д. Высокая реакционная способность функциональных групп крахмала позволяет получить из него большое количество производных продуктов вплоть до его расщепления. Способность крахмала изменять свои физико-химические свойства позволяет широко применять его в различных отраслях народного хозяйства.

В отечественной практике бурения крахмал широко используется для обработки буровых растворов при бурении в солевых отложениях Казахстана, Украины, Туркмении, Белоруссии, Волгоградской, Оренбургской, Саратовской областей и т. д. Обычно его применяют как самостоятельный реагент или же в сочетании с другими реагентами полимерного типа. Чаще всего его комбинации с окзилом, КМЦ, гипаном, метасом дают хороший эффект и снижают при этом общий расход крахмала на обработку раствора.

Однако крахмал весьма чувствителен к действию энзимов, вызывающих ферментивпое его разложение а при высоких температурах — термогидролитическое расщепление с потерей стабилизирующих свойств. Обычно при температурах 140 -145' С крахмал полностью гидролизуется с образованием сахаров. Это ограничивает его применение в горячих скважинах.

В последние годы в нашей стране и США получены рецептуры модифицированных крахмалов. За рубежом используются водорастворимые крахмалы: импермекс, миложель, форажель, мн-летарч, прескоза и другие, полученные предварительной термической или химической обработкой. Во ВНИИБТ совместно с ЦНИИ КПП разработан модифицированный крахмал для обработки соленасыщенных буровых растворов. Модификация крахмала заключается в обработке крахмальной суспензии калиево-алюминиевыми квасцами в присутствии соды с прогревом до 150— 160° С паром на вальцовой сушилке. Высушенная пленка крахмала, прошедшая термохимическую обработку, измельчается дробилкой до необходимой дисперсности, просеивается и в упакованном виде поставляется для обработки буровых растворов. Модифицированный крахмал целесообразно применять до температур 120—130е С, тогда его стабилизирующая способность еще сохраняется. В случае более высоких температур его следует применять в сочетании с акрилатными полимерными реагентами или же хромлигносульфонатами.

Кроме крахмальных реагентов, для обработки минерализованных растворов используют КССБ, декстран и декстрин, КМЦ-500, 600, гипан, метас, окзил и другие реагенты, каждый из которых

имеет свои преимущества и недостатки при обработке ими минера­лизованных систем буровых растворов.

В табл. 28 приводятся реагенты, чаще всего используемые для обработки минерализованных буровых растворов.

Таблица 28

Большинство реагентов, приведенных в табл. 28, при обра­ботке резко разжижают соленасыщенные буровые растворы (ста­билизация разжижения). Поэтому для загущения таких растворов добавляют солестойкие материалы — атапульгит, палыгорскит, асбест. Повышения термостойкости указанных реагентов часто добиваются комбинированным их применением. При совместном их действии проявляются синергетические эффекты, которые позволяют сократить расход реагентов и получить требуемую тер- мосолестойкость.

В практике эксплуатации соленасыщенных буровых растворов иногда наблюдается сенсибиляция — разделение фаз и компонен­тов системы. Для предупреждения сенсибиляции соленасыщенные буровые растворы эмульгируют нефтью, создавая дополнительно эмульсионно-суспензионную структуру, диспергируют ультра­звуком, обрабатывают защитными реагентами, повышая до 4—6% содержание КМЦ, крахмала, декстрана и т. д.

В табл. 29 для примера приведены расходы материалов и ре­агентов при бурении скважин в солевых отложениях, где в ка­честве реагента-стабилизатора использовался модифицированный крахмал.

Опыт бурения в отложениях, сложенных каменной солью, показал, что нет необходимости проводить глубокую стабилиза­цию соленасыщенного бурового раствора защитными реагентами, снижая его водоотдачу до 5-8 мл. Водоотдача бурового раствора в этом случае не играет определяющего значения. Для того чтобы сохранить устойчивым ствол скважины и предупредить образова­ние каверны, необходимо в системе раствора поддерживать соле­вое равновесие, заключающееся в насыщении его солью, с учетом

поправки на растворимость солей при забойной температуре. Практика использования нефтеэмульсионных солепасыщеппых глинистых растворов (НЭГР) показала, что такие системы обеспечивают нормальное бурение в солях, когда раствор насыщен солью, но не обработан защитными реагентамн. Эмульгирование таких растворов нефтью благоприятно сказывается на состоянии ствола скважины.
 

Наибольшая прочность глин достигается при содержании в растворе 10—15% гидроокиси бария, однако при этом затрудняется регулирование свойств бурового раствора и происходит интенсивное стабилизированное разжижение. Бариевые растворы не нашли широкого применения в технологии промывки скважин вследствие дефицитности гидроокиси бария и сложности регулирования структурно-механических свойств таких растворов.

В последние годы для промывки начали использовать растворы с конденсированной твердой фазой. В этих растворах образуются солегели (гидрогель магния, сульфатный гель, карбонатный соле-гель, селикатный солегель и т. д.), которые в системе растворов играют роль конденсированной твердой фазы. Эти системы соленасыщенных буровых растворов эффективны при бурении в отложениях, сложенных каменной солью. При наличии пропластков глин устойчивость ствола не сохраняется, хотя замедляется гидратация глин и снижается темп их набухания [69 ]. Наиболее перспективными и обеспечивающими устойчивость ствола скважины в солевых отложениях являются растворы на углеводородной основе. Такими системами могут служить известково-битумные растворы (ИБР), разработанные J1. К- Мухиным, или высококонцентрированные инвертные эмульсии (ВИЭР) с регулируемой активностью водной фазы, разработанные во ВНИИБТ Эти системы буровых растворов не растворяют солей и не образуют кристаллогидратов. Ввиду их инертности к солям и низкой физикохимической активности к глинам они не вызывают образования каверн и сохраняют прочностные свойства пластовой соли и глинистых пропластков, обеспечивая их устойчивость на стенках скважины при соответствующем гидростатическом давлении в скважине.

Не менее важным методом вскрытия и разбуривания солей может служить бурение с продувкой газообразными агентами. Однако в этом случае требуется дополнительное оборудование устья скважины для бурения с противодавлением на пласты соли, усложняется обвязка, так как необходимо проводить воздушные линии, устанавливать компрессоры и т. д.