Совершенствование технологии применения промывочных растворов при сооружении геотехнологических скважин в сложных условиях Южного Казахстана

PDF файл (Скачать)

УДК 622.24

выпуск 1, 2013 год

МРНТИ 52.21

С. М. Сушко, к.т.н., А. К. Касенов*, к.т.н., М. Т. Билецкий*, к.т.н., А. Д. Бегун, В. М Повелицын Волковгеология Казахский национальный технический университет им. К.И. Сатпаева*

Осложнение, вызванные неустойчивостью скважин, и пути борьбы с ними. Ингибирующие растворы. Разработка рецептуры для условий АО "Волковгеология". Положительные результаты опробования рецептуры. Сопутствующие проблемы. Ключевые слова: бурение, глины, кавернообразование, ингибирующие растворы, промывочные растворы, бурение скважин, уран, добыча урана

____________________________________

Сушко С.М., Қасенов А.Қ., Билецкий М.Т., Бегун А.Д., Повелицын В.М. ОҢТҮСТІК ҚАЗАҚСТАННЫҢ КҮРДЕЛІ ЖАҒДАЙЫНДА ГЕОТЕХНОЛОГИЯЛЫҚ ҰҢҒЫМА ҚҰРЫЛЫМЫНДАҒЫ ЖУАТЫН ЕРІТІНДІЛЕРДІ ҚОЛДАНУ ТЕХНОЛОГИЯСЫН ЖЕТІЛДІРУ

____________________________________

Sushko J.M., Kasenov A.K., Biletsky M.T., Begun A.D., Povelitsyn V.M. DEVELOPMENT OF DRILLING MUD TECHNOLOGIES FOR CONSTRUCTION OF GEOTECHNOLOGICAL WELLS UNDER CHALLENGING CONDITIONS OF THE SOUTH KAZAKHSTAN

Производство урана является важным источником дохода Республики Казахстан, которая занимает по этому виду сырья ведущее место в мире. Разведкой и добычей урана занимается ОАО Волковгеология. Как разведка, так и добыча осуществляются с помощью буровых скважин.

Скважины бурятся по осадочным породам, причем большую часть разреза занимают глинистые и песчанно глинистые породы. Местные глины отличаются высокой распускаемостью (диспергируемостью) в воде и буровом растворе на водной основе. Это свойство приводит к разбуханию прискважинной зоны глин, что проявляется в сужении стенок скважин, а в последующем – к обвалообразованию. Образовавшийся на месте обвала расширенный участок (“каверна”) вызывает падение скорости восходящего потока промывочной жидкости и, как следствие, скопление здесь “сальников”, состоящих из наиболее крупных (трудно выносимых) частиц шлама. Объем этих скоплений с течением времени возрастает. Упомянутые явления осложняют и замедляют процесс сооружения скважин, и нередко приводят к авариям и существенному увеличению себестоимости работ.

Для борьбы с описанными осложнениями предложен ряд методик. Так, насыщение прискважинной зоны глинистых пород водным фильтратом предотвращает бурение с промывкой растворами на углеводородной основе (что резко увеличивает себестоимость), либо бурение с продувкой (что лимитируется обводненностью разреза и, как следствие, применимо лишь на относительно небольшой глубине).

Рекомендуется участок неустойчивых глин проходить возможно быстрее, – до того, как процесс их набухания получит полное развитие. Немедленно после этого для перекрытия опасного интервала спускают техническую колонну. Однако в условиях ОАО Волковгеология, где скважины используются для движения по ним химических реагентов подземного выщелачивания, применение стальных технических колонн не представляется возможным, тогда как менее механически прочные пластиковые колонны не выдерживают воздействия бурильной колонны при ее вращении, подъеме и спуске. Кроме того повышение скорости бурения требует применения повышенных осевых нагрузок на долото, что создает угрозу недопустимого ухода скважины от заданной трассы.

В местных условиях наиболее приемлемым методом борьбы с неустойчивостью стенок скважин является совершенствование технологии применения глинистых растворов на водной основе. До настоящего времени широко применяется следующая технология: Верхнюю толщу в 80 – 100 м песчанно – гравелистых пород проходят с применением бентонитовой суспензии с добавлением примерно 0.15 % КМЦ. Характеристики такого раствора: плотность 1.02 – 1.04 г/см³, условная вязкость порядка 28 с и водоотдача 25 – 50 см³ за 30 мин. С входом в глины отстойники заполняют технической водой, которая, попадая на забой, растворяет глинистый шлам и поднимается на поверхность в виде так называемого естественного глинистого раствора. Вначале содержание глины в таком растворе невелико, и по своим характеристикам он мало отличается от воды. При этом скорость углубки максимальна (по плотным глинам V категории буримости она достигает 15 м/ч и более). С течением времени количество растворенной в растворе глины нарастает, и одновременно растут плотность и вязкость раствора. Когда плотность достигает 1.20 – 1.25 г/см³, по сравнению с началом цикла, когда промывка велась практически водой, скорость углубки снижается в несколько раз. В этот момент из отстойников откачивают большую часть густого тяжелого раствора, а освободившееся пространство заполняют водой, разбавляя ей оставшийся раствор. При этом вместе с резким падением плотности происходит столь же резкое увеличение темпа углубки. Далее бурение продолжают до следующего падения скорости. Описанный метод бурения имеет определенные преимущества. К ним относятся:

Высокие скорости углубки;
Минимальные затраты на компоненты раствора и оборудование для его приготовления, а также на квалифицированный персонал технологов;
Экономия емкости отстойников и минимальные затраты на их чистку, т. к. преобладающая часть глинистого шлама переходит в раствор и при его очередной замене на воду шлам вместе с раствором отвозится в специальные могильники.

В то же время не подлежит сомнению, что естественные глинистые растворы являются одной из основных причин неустойчивости стенок скважин и кавернообразования. Это связано с такими факторами, как:

Весьма высокая водоотдача естественных растворов, которая приводит к интенсивному намоканию и разбуханию прискважинной зоны глин.
Периодические колебания плотности промывочной жидкости от 1.02 до 1.3 г/см³ вызывает скачки гидростатического давления, в скважине. Это нарушает сложившееся равновесие и служит поводом для отслаивания прискважинной зоны глин от их “сухого” массива с обвалами, кавернами и сальниковыми пробками в качестве конечного результата.

По указанным причинам был поставлен вопрос о разработке специальных ингибирующих буровых растворов, применение которых повышало бы устойчивость стенок скважин. Основные требования к подобным растворам сводятся к следующему:

Минимальная водоотдача: При вскрытии глинистых пород на стенках скважины должна возможно скорее образовываться тонкая и прочная фильтрационная корка, прекращающая насыщение прискважинной толщи водным фильтратом и предотвращающая разбухание глин.
Повышенная плотность [1], которая создавала бы в скважине такое гидростатическое давление, которое обеспечивало бы достаточно плотный контакт между “сухим” массивом и прискважинной толщей и предотвращало обрушение последней.
Химический состав растворов должен обеспечивать их способность обращать контактирующие с раствором легко распускающиеся глины в трудно распускающиеся (растворы должны быть “ ингибирующими ”)

Выполнение первого требования – снижение водоотдачи –достигается путем использования реагентов – “стабилизаторов” глинистого раствора, таких, как УЩР, КССБ. крахмал, КМЦ, PACULV и др. Выполнение второго требования обычно обеспечивается, если плотность раствора не опускается ниже 1.15 г/см³. Отсюда, в частности вытекает, что если раствор готовится на бентонитовом порошке плотность которого, как известно, не может превышать 1.04 – 1.06 г/см³, то необходимо добавление утяжелителя – барита, либо, например, мела. Однако, чтобы утяжелитель не ушел в осадок, в раствор требуется еще добавить реагент-увеличитель вязкости, которую необходимо довести до 60 – 80 с и более.

Для выполнения третьего требования в раствор необходим ввод ингибитора (коагулянта) – реагента, вызывающего объединение мелких частиц глины во все более крупные фракции. Процесс коагуляции идет в сторону, прямо противоположную процессу диспергирования, и вступившие в контакт с коагулянтом, глины прискважинной толщи, теряют свою способность набухать. В качестве коагулянтов используются соли и гидроксиды кальция или калия, а в настоящее время – еще и органические соединения и в особенности производные полиакриламида.

Таблица 1. Рецептура бурового ингибирующего хлор калиевого раствора

Назначение реагента	Марка	Содержа- ние, %	Масса, кг , на:		Время размешив. на 1 замес, мин.
Назначение реагента	Марка	Содержа- ние, %	Скважину (100 м³ раствора)	Замес (20 м³ раствора)	Время размешив. на 1 замес, мин.
Стабилизатор	PACULV	0.4	400	80	30
Регулятор Рh	КОН	0.6	600	120	20
Пеногаситель	Пентоксил	1.2	1200	240	60
Стабилизатор	КССБ-4	4.5	4500	900	90
Ингибитор	KCl	3.7	3700	740	60
Всего		10.4	10400	2080	260 (4. 3 ч)

В ходе выполнения договорной темы сотрудниками КазНТУ им. К.И. Сатпаева было решено использовать ингибирующий хлор калиевый раствор. Его разработанная по результатам исследований окончательная рецептура приведена в табл. 1

Первоначально примерная рецептура раствора была взята из литературы [2]. Однако было очевидно, что заимствованную рецептуру необходимо приспособить к особенностям местных условий. Требовалось уточнить или даже существенно изменить такие параметры, как концентрации реагентов, порядок их ввода в раствор, время перемешивания и периодичность обновления в ходе бурения. В ряде же случаев пришлось заменить даже и сами компоненты раствора.

Для выполнения указанных требований была разработана методика анализа и оценки результатов испытания, на основе объективных данных. Такими данные обеспечивались с помощью регулярных замеров параметров качества раствора как при его приготовлении, так и при использовании в ходе бурения. Первоначально технология отрабатывалась на малом объеме раствора – небольшой доле от нормального замеса. В результате предварительных опытов были получены следующие результаты:

Уточнен компонентный состав раствора. В частности, указанный в табл. 1. стабилизатор-полимер РАСULV был принят вместо указанного в литературных рекомендациях реагента КМЦ, как более эффективный. Дозировку реагента РАСULV устанавливали эмпирически. Предполагаемая максимальная доза делилась на равные доли, которые последовательно вводились в раствор. После тщательного перемешивания производились замеры водоотдачи. Оценивалось, насколько этот параметр приближается к требуемому значению.
Один из наиболее важных компонентов рецептуры – реагент КССБВ отличается сильно выраженной способностью к пенообразованию, его применение должно сопровождаться добавлением в раствор пеногасителя. В литературных рекомендациях в качестве пеногасителя предлагалась приготовленная на месте смесь дизельного топлива с плавленым солидолом, добавляемая в количестве 1 %. Это было неудобно и экономически мало приемлемо. При проведении первых опытов в наличии оказался жидкий фирменный пеногаситель Defoamer. Его необходимую дозировку (0.3 %) удалось установить лишь после ряда повторных опытов. Однако при проведении окончательных производственных испытаний запасы реагента Defoamer были уже исчерпаны и вместо него пришлось использовать порошковый пеногаситель Пентоксил. Выяснилось, что эффективность этого пеногасителя значительно ниже, что привело к повышению его дозировки с первоначальных 0.3 % до 1.2 % (как указано в таблице)
В соответствии с отработанной технологией были уточнены концентрации всех остальных реагентов
Проверялась необходимая последовательность добавления каждого реагента в раствор. Так, если первоначально пеногаситель добавляли после КССБ т. е. (в соответствии с названием этого компонента) чтобы погасить уже образовавшуюся пену, то в последующем, после экспериментального уточнения дозировки, пеногаситель вводили в раствор заранее, еще до КССБ, что позволило пенообразования вообще не допускать.

Таблица 2 Выходные параметры ингибирующего раствора

Параметры раствора	Значения
Плотность, p, г/см²	1.14 – 1.18
Условная вязкость, Т, с	34 – 35
Водоотдача, В см³ за 30 мин	2.5 – 4
Содержание ионов водорода, Ph	10 – 11
Содержание твердых частиц, П, %	1 – 3

В качестве основы для ввода реагентов использовался отработанный естественный глинистый раствор, а именно тот, плотность которого достигала 1.20 (а в отдельных случаях даже 1.30 г/см. Этот раствор собирался в специальном коллекторе и по мере надобности заливался в емкости глинузла. Здесь он разбавлялся водой до получения плотности 1.14 – 1.18 г/см³. На выходе из глинузла раствор имел параметры, приведенные в табл. 2

В процессе бурения периодические замеры параметров раствора позволили выявить темпы ухудшения его качества. Последнее объясняется расходом реагентов на обработку вновь открывающейся поверхности ствола скважины при ее углубке. Установлено, что:

Плотность раствора несколько возрастает, но при этом темпы роста многократно ниже чем у естественных растворов. Как упоминалось, в естественные растворы переходит весь образующийся при бурении глинистый шлам, тогда как в ингибирующем растворе могут оставаться лишь плохо поддающиеся осаждению частицы неглинистой природы.
Более быстрыми темпами возрастает условная вязкость, – возможно по причине некоторого остаточного вспенивания КССБ
Еще быстрее, чем вязкость увеличивается водоотдача.

При дохождении наиболее быстро ухудшающегося параметра до некоторого критического значения необходимо “освежить” раствор, т. е. вернуть его параметры в рамки допустимых значений. Это можно делать либо путем непрерывного добавления необходимых реагентов в циркуляционную систему в ходе углубки (что осуществляется при бурении на нефть и газ, но требует специального оборудования) либо путем замены части раствора на вновь приготовленный, с утилизацией удаленного раствора в качестве основы для новых замесов. Последнее для условий Волковгеологии более приемлемо.

Разработанная рецептура ингибирующего раствора была испытана при бурении контрольной скважины, разрез которой примерно на 70 % был представлен глинистыми породами. Скважина имела глубину 650 м и бурилась пикобуром диаметром 161 мм. Ее верхние 400 м были пробурены с использованием ингибирующего раствора, после чего он был удален и бурение было закончено естественным глинистым раствором. В качестве критерия устойчивости стенок скважины была принята степень развития кавернообразования. Последняя характеризуется величиной увеличения полученного по результатам кавернометрии фактического диаметра скважины по отношению к диаметру долота, которым велось бурение

Кавернометрия (табл. 3.) по скважине проводилась дважды: после завершения интервала 0 – 440 м и после достижения скважиной проектной глубины. Средне взвешенное значение диаметра по интервалу 0 – 440, где промывка велась ингибирующим раствором, составило 176 мм, т. е. оно на 15 мм (9.9 %) превышало диаметр долота. Это превышение диаметра оказалось в 3.9 раз меньше, чем при бурении интервала 440 – 650 м, пройденного с применением естественного раствора. Если же учесть тот факт, что начальный 80-ти метровый интервал сложен нетипичными для области применения ингибирующих растворов песчанно гравийными породами, и исключив этот интервал (0 – 80 м), рассматривать только расположенные под ним глинистые породы, то преимущество над интервалом 440 – 560 м окажется уже семикратным.

Таблица 3. Фактические диаметры скважины по данным кавернометрии (диаметр долота 161 мм)

Породы	Интервал глубин, м	Диаметр ствола, мм		Рост диаметра, на, мм	То же, в %
Породы	Интервал глубин, м	От до	Средне- взвешенный	Рост диаметра, на, мм	То же, в %
Песчанно гравелистые	0 – 80 (80)	180 – 220	205	44	27.3
Глинистые	80 – 440 (360)	160 – 180	170	9	5.6
Глинистые породы, мергели, пески	440 – 650 (210)	180 –280	223	62	38.5

Свидетельством в пользу разработанного раствора является и тот факт, что, когда при глубине 275 м бурение было остановлено для срочного ремонта вращателя станка (с подъемом бурильной колонны на поверхность), то после 16 ч простаивания скважины спускаемый для возобновления бурения снаряд не встретил никаких препятствий. Это доказывает, что за время столь длительного простаивания обвалы стенок отсутствовали.

Выводы:

1. Разработанная рецептура ингибирующего хлор калиевого бурового раствора обеспечивает устойчивость стенок скважин при бурении разрезов, включающих легко диспергируемые глинистые породы 2. Использование ингибирующего раствора требует существенного изменения и совершенствования существующей технологии бурения

Литература

1 Бассарыгин Ю.М и др. Бурение нефтяных и газовых скважин. М.: ООО “Недра-Бизнесцентр” 2002 2 Рязанов Я. А. Справочник по буровым растворам: М. Недра 1989

Создатель : Лариса Николаевна Гребцова

Создан : 22 августа 2024