Полевые методы исследования и оценки полимер-гелевого бурового раствора



В статье рассмотрены методы исследования и оценки полимергелевого бурового раствора в полевых условиях Республики Узбекистан. Использованы различные рецептуры импортозамещающих буровых растворов с использованием местных источников технологических материалов и химических реагентов.

The article explores and evaluates the field-based exploration and evaluation methods in the field of drilling in the Republic of Uzbekistan. Borehole solutions for imported technological materials and chemical reagents from local imported raw materials are reviewed.

При бурении геолого-разведочной скважины доведение ее без аварий и осложнений до проектной глубины является актуальной задачей, поставленной перед геологоразведчиками, а для ее выполнения необходимо применение высококачественного бурового раствора, который является одной из важных позиций в разрешении данной цели. Давление и скорость потока жидкости, положительных и отрицательных импульсов давления зависит от бурового раствора.

Главная цель и задача инженера по бурению геолого-разведочных скважин-это обеспечение высоких скоростей бурения, за счет очистки и поддержания показателей бурового раствора, тем самым сохранение устойчивости стенки скважины.

Инженер по технике и технологии геологоразведочных работ должен уметь регулировать свойства бурового раствора, чтобы обеспечить минимальные затраты на промывку скважины, максимальную скорость проходки и эффективный вынос шлама на поверхность, снижение динамических давлений при спуско-подъемных операциях, а также давления необходимого для восстановления циркуляции, а также снижение до минимума эрозии ствола скважины [1–3].

Требования технологии обработки бурового раствора, обеспечивающей достижение этих разнообразных целей, часто оказываются взаимо противоречивыми. Поэтому необходимо оптимизировать свойства бурового раствора, чтобы добиться наилучших общих показателей бурения.

Для оптимизации технологических параметров бурения в ГП «Институт минеральных ресурсов» был разработан современный и эффективный полимергелевый буровой раствор на основе частично гидролизованного полиакриламида. Этот буровой раствор был испытан в лабораторных и промысловых условиях, который показал свою эффективность в повышении производительности бурения, снижении стоимости проходки. Рецептура и показатели полимергелевого бурового раствора на основе полиакриламида (ПАА) приведены в табл. 1.

Из таблицы 1 видно, что если в приготовленным буровом растворе снижать процент ПАА, поваренная соль и жидкое стекло, тогда плотность, вязкость и рН снижаются. Только воодоотдача по нормальным условиям изменяются.

Внедрен современный и эффективный полимергелевый буровой раствор на основе частично гидролизованного полиакриламида разработонного в ГП «Институт минеральных ресурсов» в отделе Техника технология геологоразведочных работ.

Выбор бурового раствора, наиболее подходящего в каждой конкретной ситуации, — обязанность инженера по буровым растворам, который получил необходимый объем знаний о функциях и свойствах буровых растворов и приобрел в промысловых условиях необходимый опыт для правильного решения этой задачи [4,5]. Составлены рецепты с проведением лабораторных опытов.

Таблица 1

Рекомендуемая рецептура полимер-гелевых растворов на основе полиакриламида (ПАА)

№	Состав бурового раствора масс,%	Показатели
1	2	3
1	Вода…………………………………….95,41	Вязкость……..700 сек
2	ПАА……………………………………..0,54	Плотность….. 1,02
3	Поваренная соль………………………..3,6	рН ……………10
4	Жидкое стекло………………………….0,45
1	2	3
1	Вода…………………………………….95,81	Вязкость……..110 сек
2	ПАА……………………………………..0,49	Плотность….. 1,01
3	Поваренная соль………………………..3,29	рН ……………10
4	Жидкое стекло………………………….0,41
1	2	3
1	Вода…………………………………….96,15	Вязкость……..78 сек
2	ПАА……………………………………..0,45	Плотность….. 1,01
3	Поваренная соль………………………..3,03	рН ……………9
4	Жидкое стекло………………………….0,37
1	2	3
1	Вода…………………………………….96,44	Вязкость……..55 сек
2	ПАА……………………………………..0,42	Плотность….. 1,01
3	Поваренная соль………………………..2,8	рН ……………9
4	Жидкое стекло………………………….0,34
1	2	3
1	Вода…………………………………….96,7	Вязкость……..35 сек
2	ПАА……………………………………..0,39	Плотность….. 1,0
3	Поваренная соль………………………..2,6	рН ……………8
4	Жидкое стекло………………………….0,31

Нами проводилось внедрения в полевых условиях ГП «ЦентральноУзбекистанская ГСПЭ» и ГП «Комплексная ГСПЭ». В ГП «ЦентральноУзбекистанская ГСПЭ» проводились с глубины скважины 30 м, где пробуриваемые горные породы в основном составляли VIII-X категории буримости, зоны дробления и окварцевания, вмещающие породы слюдистые сланцы, VIII-X категории кварц, слюдистые сланцы и песчаники.

Процесс бурения скважин осуществлялся с помощью современного бурового оборудования, представляющего собой сложный комплекс машин, механизм и силовой привод. В современных условиях бурения буровая установка Z-700, буровой насос ZBWF-700, 69,9 мм бурильная труба. Технологический регламент буровых растворов составлен на основании обобщения опыта проводки разведочных скважин на данной площади. Проектная глубина 200 м. Угол наклона 70⁰, азимут 30⁰.

При бурении скважины № 71 в интервале от 34 м до 70 м произошло поглощение промывочной жидкости, причиной которой явились низкая вязкость и повышенная водоотдача бурового раствора. Для ликвидации поглощения использовали полимергелевый раствор, в объеме 3 м³, для этого расчетное количество полиакриламида (ПАА) и другие химические вещества растворили в воде.

После этого тщательно перемешали раствор до однородного состояния. Параметры приготовленного бурового раствора измеряли с помощью переносной лаборатории ЛГР-3. После приготовления бурового раствора с необходимыми показателями прокачали в скважину и через несколько раз циркуляции на глубине 90 м, в результате поглощение бурового раствора полностью было ликвидировано. Циркуляция бурового раствора восстановилось до 95 % и с глубины 90 м продолжили дальнейшее бурение в благоприятных геологических условиях без осложнений.

Для ликвидации поглощении бурового раствора полевых условиях ГП «Центрально-Узбекистанская ГСПЭ» наши геологоразведочные инженеры работали успешно и доказали, что необходимо поднять вязкость бурового раствора и предельно снизить водоотдачу, что соответствует параметрам буровых работ.

Кроме того на скважинах ГП «Комплексная ГСПЭ» был внедрен силикатно-полимерный раствор на основе частично гидролизованного полиакриламида. Внедрение проводилось в интервале 97 м — 151 м, где горные породы в основном были представлены темного-серым кварцитом, алевролитом и слюдистым песчаником.

На этом объекте пробуривают скважины современными буровыми устоновками DSB-30 MULTT, 69,9 мм бурильная труба. Проектная глубина 150 м. Угол наклона 75⁰, проектный выход керна 80 %. При бурении скважины в интервале 30–35 м и в интервале 60–68 м начался интенсивный обвал стенки скважины с сопровождением частичного поглощения бурового раствора.

Для ликвидации осложнений инженерами ГП «Институт минеральных ресурсов» было принято решение, переход скважины на полимерносиликатный раствор на основе частично гидролизованного полиакриламида. В результате был получен положительный результат, ликвидировано поглощение, обвал и осыпи со стенок сккважины. Кроме того низкое показатели реологических свойств силикатно-полимерного раствора обусловили уменьшение потери давления в циркуляционной системе.

Таким образам в обоих случаях в благоприятных геологических условиях с промывкой полимергелевым раствором были доведены до проектной глубины и отобраны керновые материалы на скважинах № № 70,71, все это подверждает, что на сегодня при колонковом бурении, эффективной является единственная технология, преодолевающая практически все проблемы, связанные с поглощением буровых растворов и неустойчивостью стенок скважины.

Основные преимущества новых и эффективных буровых растворов:

– быстро удаляет выбуренную горную породу из-под коронки, транспортируя ее вверх по кольцевому пространству между бурильной трубой и стенкой скважины и возможностью ее отделения на поверхности;

– хорошо охлаждает бурильные трубы и долото, а также быстро очищает буровые коронки;

– уменьшеает трение между бурильной трубой и стенкой ствола скважины за счет образования смазочной пленки на их поверхности;

– увеличивает проходку на коронку и механическую скорость бурения;

– создает на поверхности бурильных труб смазку в виде тонкой пленки, что снижает вибрацию бурильной колонны и уменьшает её износ;

– поддерживает устойчивость стенки скважины в необсаженных интервалах;

– предотвращает приток флюидов из разбуриваемых проницаемых пород;

– создает условие для сбора и интерпретации информации, которую можно получить при анализе бурового шлама и кернов;

– не создет вреда членам буровых бригад, работающим на объекте, и ущерб окружающей среде.

– не требует использования дорогостоящих материалов и не вызывает коррозии бурильных и колонковых труб.

Литература:

1. Ю. В. Вадецкий Бурения нефтянных и газовых скважин. Учебник для нач.проф.образов.Москва.: изд.центр «академия»., 2003. -352 с.
2. Н. В. Соловьев Бурения разведочных скважин. Москва.: «высшая школа»., 2007.-904 с.
3. Дж.Р.Грей., Г. С. Г.Дарли Состав и свойства буровых агентов (промывочных жидкостей): пер.с англ.-М.:Недра, 1985–509 с.
4. Ю. И. Гайдуков, В. Е. Приянишников, В. С. Трепачов, О. В. Ястребов «Руководство по применению промывочных жидкостей в колонковым бурении». Издательство «Недра» Москва 1970, стр 144.