Раздел 4. Функции и назначение буровых растворов
 Скачать 3.16 Mb.
|
|
Вязкость 18 Требование к значению вязкости раствора однозначное: оно должно быть минимальным. С уменьшением вязкости отмечается всеобщий положительный эффект бурения: снижаются энергетические затраты на циркуляцию бурового раствора, улучшается очистка забоя за счет ранней турбулизации потока под долотом, появляется возможность реализовать большую гидравлическую мощность на долоте, уменьшаются потери давления в кольцевом пространстве скважины. При бурении скважин необходимо стремиться к удержанию минимально возможной условной и пластической вязкости бурового раствора. Обычно измеряют динамическую, пластическую и условную вязкость. Динамическая и пластическая вязкость определяется с помощью ротационного вискозиметра (ВСН-3), в Па·с, условная вязкость замеряется полевым вискозиметром СПВ-5, ВБР-1, в с. Кинетическая устойчивость 19 Под действием гравитационного поля, т. е. земного притяжения частицы глинистого раствора достаточно большой массы оседают или седиментируют. В растворе устанавливается определенное равновесное распределение частиц по высоте. Наиболее крупные частицы выпадают в осадок. Способность глинистого раствора сохранять равномерное распределение частиц по всему объему называется седиментационной или кинетической устойчивостью. Если буровой раствор кинетически нейстойчивый, то при остановке циркуляции в нижней части скважины скапливается большая часть твердых частиц раствора. В результате чего тратится много времени на выравнивание раствора перед началом бурения. Кроме того, повышается вероятность затяжек и прихватов бурильного инструмента. 20 Кинетическая устойчивость промывочной жидкости повышается с увеличением степени дисперсности частиц и тиксотропных свойств раствора. С этой целью производят тщательное диспергирование частиц в растворе в процессе его приготовления. Используют высококачественные коллоидные глины. Осуществляют необходимую химическую обработку для усиления пептизации и структурных свойств промывочной жидкости. Воздействие на буровой раствор должно идти до определенного предела обусловленного условиями бурения. Излишек измельченных глинистых частиц и чрезмерное усиление структурных свойств может привести к резкому увеличению вязкости раствора, особенно после нахождения его в состоянии покоя (смена долота). В бурении принято определять кинетическую усточивость глинистого раствора двумя показателями: суточным отстоем и стабильностью. Суточный отстой определяется по количеству воды выделившейся из бурового раствора при суточном хранении раствора в мерном цилиндре. Определяется в процентах. Он позволяет в известной мере оценить количество свободной воды в глинистом растворе. С увеличением суточного отстоя количество свободной воды увеличивается, а качество раствора ухудшается. Стабильность непосредственно характеризует устойчивость системы. Определяется по разности плотности раствора в нижней и верхней части цилиндра после суточной выдержки в покое, определяется в кг/м 3 . Если разность плотностей для нормальных и утяжеленных растворов не превышает соответственно 20 кг/м 3 и 60 кг/м 3 , то растворы считаются стабильными. Кинетическая устойчивость Содержание шлама (песка) 21 В твердой фазе глинистого раствора различаются следующие частицы по Шрейнеру Л. А.: Элементарные глинистые пластинки. Первичные глинистые частицы, представляющие собой пачки элементарных пластинок. Агрегаты из первичных глинистых частиц. Высокодисперсные частицы пород, находящиеся в глине в качестве механических примесей. Песок, состоящий из частиц кварца и других инертных пород, а также из крупных нераспустившихся комочков глины. Высокодисперсные наиболее активные фракции глинистого раствора состоят из первых трех групп. Частицы четвертой группы можно считать активным наполнителем глинистого раствора. Эти частицы способствуют увеличению структурно-механических свойств раствора. Частицы пятой группы относятся к категории механических примесей глинистого раствора. Содержание твердых примесей характеризует загрязненность глинистого раствора песком и недиспергироваными частицами глины и других горных пород. С увеличением шламовых частиц в растворе повышается износ бурильных труб, долот, забойных двигателей, насосов, очистных устройств, повышается вязкость раствора и толщина глинистой корки. Содержание песка в промывочной жидкости не должно превышать 1 % при турбинном способе бурения. Измеряется этот показатель с поомщью отстойника типа ОМ-2, в процентах. Смазочные свойства 22 Эти свойства характеризуют способность бурового раствора снижать износ взаимодействующих тел и потерю инергии на трение. Повышение смазочных свойств имеет большое значение: - Для снижения прихватов и затяжек бурильного инструмента. - Снижения гидравлических сопротивлений по линии снижения трения. - Снижения крутящего момента бурильных труб при роторном бурении. Смазочные свойства буровых растворов измеряются с помощью различных приборов (определяют коэффициент трения трубы о глинистую корку и т. д.). Существует прибор КТФК, установка УСР- 1М. Но чаще всего в раствор вводят смазочные добавки: нефть, графит, ФК-2000, ФК-2000 ПЛЮС, СМАД-1 и др. обеспечивающие минимальный коэффициент трения. 24 Буровой раствор представляет собой дисперсную систему, которая состоит из дисперсной (твердой) фазы и дисперсионной среды (жидкость или газообразная фаза). Существует большое количество классификаций буровых растворов, из которых целесообразно выделять их по следующим признакам (следующий слайд): По виду дисперсной среды: 25 – растворы на водной основе (с водной дисперсной средой); – растворы на углеводородной основе (РУО); – газообразные. 26 27 28 29 Растворы на углеводородной основе РУО были разработаны в США в 1937 г. В нашей стране их начали применять в 1955 г. по инициативе профессора К.Ф. Жигача. К качестве дисперсионной среды для РУО могут использовать дизельное топливо, нефть либо углеводородорастворимые ПАВ. В качестве дисперсной фазы для РУО используются высокоокисленный битум, гидрооксид кальция {CaO}, глина (в том числе органобентонит), барит (в случае необходимости утяжеления), небольшое количество эмульгированной воды. 30 Рецептура первого отечественного РУО: – Д/Т (80 %); – битум высокоокисленный (16 %); – парафин окисленный (3 %); – гидроксид натрия {NaOH} (каустическая сода) (1 %). С течением времени в РУО, для его структуирования, начали добавлять тонкоразмолотую негашеную известь {СаО}. Эти растворы называются известково-битумными (ИБР). Сейчас, наиболее широко распространены растворы ИБР- 2 и ИБР- 4. Компонентный состав ИБР- 2: – дизельное топливо марки Л; – битум высокоокисленный; – известь негашеная; – бентонит (ПББ, ПБВ); – вода; – сульфонол НП-3; – СМАД-1; – эмультал; – барит. 31 Долевой состав ИБР- 2 (ИБР- 4) зависит от требуемой плотности раствора (от содержания в нем барита). В сравнении с буровыми растворами на водной основе, РУО имеют множество преимуществ: – высокая стабильность во времени (возможность длительного хранения и многократного использования); – инертность в отношении глин и солей; – хорошие антикоррозионные и триботехнические свойства (f = 0,14-0,22, в отличие растворов на водной основе имеющих f = 0,2-0,4); – возможность утяжеления с использованием любых стандартных утяжелителей; – высокая термостойкость (до 220 град. С); – отсутствие фильтрации в проницаемые пласты, и отсутствие вредного влияния фильтрата на продуктивные нефтяные горизонты, так как имеет общее сходство с пластовой нефтью. 32 Помимо бесспорных преимуществ, широкое применение РУО сдерживают следующие недостатки: – дефицит компонентов, необходимых для его приготовления; – довольно большая стоимость ( порядка 200-625 долларов/м3); – сложность очистки от шлама; – сложность проведения электрометрических работ; – пожароопасность; – экологическая вредность. Основной областью применения РУО является вскрытие продуктивных нефтяных пластов, имеющих низкое пластовое давление. Помимо этого РУО можно использовать для бурения скважин, в условиях высоких положительных и отрицательных забойных температур (бурение во льдах), и для проходки высокопластичных глинистых пород и соленосных толщ. 33 Газообразные промывочные агенты В качестве газообразных агентов при бурении скважин используют воздух от компрессорных установок, природный газ из магистральных газопроводов или близлежащих газовых скважин, выхлопные газы двигателей внутреннего сгорания (ДВС). Хотя вид агента не оказывает значительного влияния на технологический процесс бурения, тем не менее, при выборе газообразного агента необходимо учитывать не только экономическую сторону, но и безопасность проведения буровых работ. Как в России, так и за его рубежами наибольшее распространение получили бурение скважин и вскрытие продуктивного пласта по схеме прямой циркуляции с использованием сжатого воздуха или газа. При использовании природного газа от действующей скважины или магистрального газопровода на нагнетательной линии к буровой установке располагают редукционный клапан, регулирующий расход. Далее на линии устанавливают спускные краны и влагоотделители. Газ, выходящий из скважины, сжигают с помощью факела на конце выкидной линии (длиной не менее 80-100 м). Если газ используют вторично (при замкнутой системе циркуляции), то его предварительно очищают от шлама и влаги в сепараторах, трапах и фильтрах, а затем подают в компрессор. Такая схема хотя и громоздка, но более экономична, так как способствует снижению суммарного расхода газа на бурение. 34 Аналогичная схема используется и при бурении с продувкой воздухом. Наиболее распространенный и эффективный способ преодоления небольших и средних притоков пластовой воды – применение пенообразующих ПАВ. Предельное значение притока пластовых вод для бурения с очисткой забоя воздухом с добавкой ПАВ составляет около 120 л/ч. При притоках воды в указанном выше диапазоне использование ПАВ предотвращает образование шламовых пробок и уменьшает возможность возникновения осложнений. Пена представляет собой агрегативно-неустойчивую дисперсную систему, состоящую из пузырьков газа (дисперсная фаза), разделенных пленками жидкости или твердого вещества (дисперсионная среда). Более широко на практике применяют пены с жидкой дисперсионной средой. Пены могут эффективно использоваться при бурении скважин в твердых породах (известняках, доломитах), многолетнемерзлых породах, пористых поглощающих горизонтах, при вскрытии продуктивных пластов, освоении и капитальном ремонте скважин, если пластовое давление составляет 0,3-0,8 относительно гидростатического. Для получения устойчивой пены в жидкой фазе кроме растворителя должен находится хотя бы один поверхностно-активный компонент, адсорбирующийся на межфазной поверхности раствор – воздух. Для повышения стабильности пен в них добавляют реагенты-стабилизаторы (КМЦ, ПАА, ПВС), увеличивающие вязкость растворителя и способствующие замедлению процесса истечения жидкости из пленок. По виду дисперсной фазы: 35 – дисперсии, суспензии (с твердой фазой); – эмульсии (с жидкой фазой); – газожидкостные смеси (аэрированные растворы, пены); – с конденсированной твердой фазой; – комбинированные. К газожидкостынм смесям относятся: – пены; – аэрированные промывочные жидкости (АПЖ). Аэрация – это процесс насыщения жидкости воздухом, реже другими газами. При этом газообразная фаза рассматривается как дисперсная, а жидкая – как непрерывная дисперсионная среда. 36 Способы приготовления аэрированных промывочных жидкостей и пен: 1. Механический способ обеспечивает аэрацию жидкости с помощью компрессорных установок и специальных устройств – аэраторов (пеногенераторов). 2. Эжекционный способ. При этом способе жидкость аэрируется путем засасывания воздуха из атмосферы с помощью специальных эжекторных смесителей. 3. Химический способ обеспечивает вспенивание (аэрацию) жидкости при обработке ее ПАВ – пенообразователями и перемешивании. 4. Комбинированный способ сочетает механический (эжекционный) и химический способы аэрации. 37 Комбинированный способ аэрации является самым распространенным и эффективным, так как в присутствии ПАВ- пенообразователей существенно улучшаются условия диспергирования газа и повышается стабильность (устойчивость) всей дисперсной системы. Наиболее высокую пенообразующую способность имеют анионоактивные ПАВ, в частности, сульфонол, прогресс. Оптимальные добавки ПАВ-пенообразователей составляют 0,1- 0,4 % к объему жидкой фазы. С экологических позиций необходимо использовать биологически нестойкие ПАВ, быстро разлагающиеся под воздействием солнца и бактерий (сульфонол НП-3, хлористый сульфонол и др). Основным отличительным свойством АПЖ и пен является их низкая плотность. При атмосферном давлении плотность АПЖ может составлять 100-1000 кг/м3, пен 50-100 кг/м3. 38 Низкая плотность АПЖ и пен обусловливает целый ряд преимуществ их перед буровыми растворами: – вследствие снижения давления на забой скважины увеличиваются механическая скорость бурения и проходка на долото; – появляется возможность бурения в зонах АНПД (Ка = 0,3-0,8 для АПЖ; Ка<0,3 для пен), поглощающих буровой раствор; – уменьшается вредное воздействие на продуктивные горизонты с низким пластовым давлением. Другими отличительными особенностями, присущими, главным образом, пенам, являются: – Улучшение условий очистки забоя скважины от шлама в результате флотационного эффекта, заключающегося в способности частиц выбуренной породы прилипать к воздушным пузырькам и выноситься ими в затрубное пространство. – Высокая несущая способность потока, которая у пен в 7-8 раз выше, чем у воды. – Низкая теплопроводность, что весьма важно при бурении скважин в ММП (слой пены, контактирующий с ММП, быстро замерзает и препятствует обрушению стенок скважин). – Возможность регулирования функциональных свойств в широком диапазоне путем изменения степени аэрации и состава пен. 39 Недостатками АПЖ и пен являются: – Сложность приготовления (требуется дополнительное оборудование: компрессор, аэратор – пеногенератор, дозатор ПАВ, обратный клапан в ведущей трубе, специальная обвязка и др.). – Сложность закачивания в скважину, так как ГЖС плотностью менее 500 кг/м3 могут подаваться в скважину только при одновременной работе насоса и компрессора с установкой на нагнетательных клапанах бурового насоса дожимного устройства (бустера). – Сложность очистки от шлама на поверхности, так как для этого пену необходимо разрушить. – Повышенный коррозионный износ бурильных труб и другого оборудования вследствие окислительного действия газообразной среды. По составу дисперсной фазы: 40 – глинистые; – силикатно-гуминовые; – меловые; – гипсовые; – алюминатные; – хлоркальциевые; – хлоркалиевые. В зависимости от обработки химическими реагентами: 41 – обработанные; – необработанные В зависимости от условий применения – для нормальных геологических условий; – для осложненных геологических условий По способу приготовления: – естественные, (насыщенные из горных пород самозамесом); – искусственно приготовленные. Классификация реагентов для регулирования свойств буровых промывочных жидкостей 42 43 Химическая обработка БПЖ имеет важнейшее значение в технологии их приготовления и применения. От правильного выбора материалов и реагентов для приготовления бурового раствора в значительной степени зависит успех и качество строительства скважин. Химические реагенты служат: для придания буровым растворам необходимых технологических свойств в процессе их приготовления, т.е. для получения буровых растворов, соответствующих геолого-техническим условиям бурения скважин; для защиты используемых буровых растворов от окружающих воздействий: шлама выбуренных пород, температур, давлений, агрессии пластовых флюидов и т.д.; для восстановления или поддержания в заданных пределах свойств буровых растворов в процессе бурения. Первыми химическими реагентами, которые в мировой буровой практике начали применяться с 1929 года, были каустическая сода (едкий натр, гидроокись натрия) – NaOH и алюминат натрия (Na 2 Al 2 O 3 ). Они предназначались для повышения вязкости и статического напряжения сдвига буровых растворов с целью предупреждения осаждения в них частиц утяжелителя. 44 К.Ф. Паус классифицировал химические реагенты для БПЖ по химическому составу и строению молекул, по термостойкости, солестойкости, и назначению следующим образом: 1) По химическому составу и строению молекул: а) низкомолекулярные неорганические соединения: -кальцинированная сода Na 2 CO 3 , каустическая сода NaOH, поваренная соль NaCl, жидкое стекло (силикаты калия или натрия) K 2 OSiO 2 , известь Ca(OH) 2 , цемент, углекислый барий BaCO 3 , фосфаты (соли фосфатов, кислоты). б) высокомолекулярные органические соединения с глобулярной формой молекул: гуматные (УЩР, ТУЩР, ПУЩР), лигносульфонаты (ССБ, КССБ, окзил, ПФЛХ). в) высокомолекулярные органические соединения с волокнистой или цепочкообразной структурой молекул: реагенты на основе КМЦ (CЭЦ, ОЭЦ, КМОЭЦ, SinFix), реагенты полиакрилаты (ПАА, МЕТАС, гипан, K-4, K-9), крахмальные реагенты (C 6 H 10 O 5 )n, биополимеры (XC, XCD, Kem-X, Kel-zan). г) низкомолекулярные органические соединения с гидрофильной или органофильной частями (ОП-10, УФ7). 45 2) По солестойкости реагентов: а) не солестойкие до 3% NaCl (фосфаты, гуматы, лигнины и т.д.), б) ограниченно солестойкие 3 – 10 % NaCl, в) солестойкие по NaCl более 10 % (лигносульфонаты, КМЦ, его производные, крахмал, полиакрилаты и т.д.), г) не солестойкие к действию поливалентных катионов (некоторые лигносульфонаты, сульфатоэтилцеллюлоза, сульфированные полиакрилаты). 3) По термостойкости реагентов: а) не термостойкие (фосфаты до 100 С, природные аминовые продукты до 120 0С, крахмал, КМЦ-300 и менее), б) ограниченно термостойкие (лигнин, ССБ, КМЦ-500, КМЦ-600, сунил и т.д. до 160 0С), в) термостойкие (гуматы, КССБ, КМЦ-600 и более до 130 С, некоторые полиакрилаты, ФХЛС, окзил до 200 0С). 46 4) По назначению: а) регулирующие ионный состав раствора и РН- среды, б) реагенты бактерициды, в) связывающие (удаляющие) ионы Ca 2+ из б.р., г) ингибиторы глин и глинистых сланцев, д) коагулянты (в том числе и избирательного действия), е) понизители вязкости (разжижители), ж) понизители водоотдачи и фильтрации, з) пеногасители, и) эмульгаторы, й) предупреждающие кавернообразование, к) сохраняющие проницаемость продуктивного горизонта, л) понизители твердости горной породы, м) улучшающие смазывающие и противоизносные свойства. 47 Большинство существующих классификаций регентов можно упростить: разбив их на 3 группы: 1) Реагенты структурообразователи (без существенного изменения плотности бурового раствора), 2) Реагенты - стабилизаторы направленного действия (изменяют требуемые технологические параметры или свойства без изменения других свойств), 3) Реагенты специального назначения. 48 Некоторые ученые объединяют все химические реагенты в восемь групп: 1. Полисахариды – естественные (природные) полимеры, имеющие общую химическую формулу – (C 6 H 10 O 5 )n. Важнейшими полисахаридами являются крахмал и целлюлоза. Сырьем для производства крахмала служат картофель, кукуруза, рис, пшеница, а целлюлозы (Ц) – древесина (40 - 55 % Ц) и волокна хлопковых семян (95 - 98 % Ц). Основные реагенты этой группы: крахмал; модифицированный крахмал (МК); карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ - 500, 600, 700) и ее зарубежные аналоги FINOGELL, FIN-FIX и др.; КМЦ марки «Торос-2» - буровая. 2. Акриловые полимеры – синтетические полимеры, являющиеся продуктами нефтехимии. Основные реагенты этой группы: гидролизованный полиакрилонитрил (гипан), а также его аналоги: отечественные (гивпан-Н, порошкообразный акриловый полимер – ПАП, полимер «Унифлок») и зарубежные (CYPAN); НР-5 (нитронный реагент); полиакриламид (ПАА) и его зарубежные аналоги: DK-DRIL, Cydril – 5110, 400, 5300; метас, метасол; сополимер М-14ВВ; лакрис 20. 3. Гуматные реагенты – натриевые или калиевые соли гуминовых кислот, получаемые экстракцией из бурого угля или торфа в присутствии щелочи (NaOH, KOH): углещелочной реагент (УЩР); торфощелочной реагент (ТЩР); гуматнокалиевый реагент (ГКР). 49 4. Лигносульфонаты (сырьем для их получения служат многотоннажные отходы производства целлюлозы сульфитной варкой древесины): сульфитно-спиртовая барда (ССБ); конденсированная сульфитно-спиртовая барда (КССБ); феррохромлигносульфонат (ФХЛС); хромлигносульфонат (окзил). 5. Реагенты на основе гидролизного лигнина (сырьем для их получения служит гидролизный лигнин, который является отходом при производстве спирта из древесины, подсолнечной лузги, кукурузных кочерыжек, хлопковой шелухи и др.): нитролигнин (НЛГ); игетан. 6. Электролиты - кислоты, соли и основания (щелочи): NaOH – гидроокись натрия (едкий натр, каустическая сода); Na 2 CO 3 – карбонат натрия (кальцинированная сода); КОН – гидроокись калия (едкий калий); Ca(OH) 2 – гидроксид кальция (гашеная известь); CaCl 2 – хлористый кальций; KCl – хлористый калий; жидкое стекло натриевое Na 2 O·nSiO 2 и калиевое К 2 O·nSiO 2 ; KАl(SO 4 ) 2 – алюмокалиевые квасцы; нитрилотриметилфосфоновая кислота (НТФ) и др. 7. Кремнийорганические жидкости – синтетические полимеры, содержащие в макромолекуле атомы кремния и углерода: ГКЖ-10 (11); Петросил – 2М. 8. Поверхностно-активные вещества (ПАВ) - способны адсорбироваться на поверхности раздела фаз (воздух – жидкость, жидкость – жидкость, жидкость - твердое тело) и снижать вследствие этого межфазное поверхностное натяжение: сульфонат; сульфонол; азолят А; ДС-РАС; ОП-7, ОП-10; превоцел. 50 По назначению (действию на свойства буровых растворов) все химические реагенты принято условно делить на следующие 11 групп: понизители фильтрации; понизители вязкости (разжижители); структурообразователи; регуляторы щелочности (рН); ингибиторы глинистых пород; регуляторы термостойкости (+ и -); пенообразователи; пеногасители; эмульгаторы (вещества, предохраняющие капельки дисперсной фазы эмульсий от коалесценции, т.е. слияния); смазочные добавки; понизители твердости горных пород. Группа реагентов – понизителей фильтрации включает в себя полисахариды, акриловые полимеры, гуматные реагенты и лигносульфонаты (КССБ). К реагентам понизителям вязкости относятся реагенты на основе гидролизного лигнина, модифицированные лигносульфонаты (ФХЛС, окзил) и НТФ. Роль структурообразователей, регуляторов щелочности, ингибиторов глинистых пород и регуляторов термостойкости в основном выполняют электролиты и кремнийорганические жидкости. Функции пеногасителей, пенообразователей, эмульгаторов, смазочных добавок и понизителей твердости горных пород чаще всего выполняют ПАВ. Кроме этого, в качестве смазочных добавок и пеногасителей используют и кремнийорганические жидкости. |