Файл: Функции и назначение буровых растворов.pdf

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.

Классификация и типы буровых растворов
и реагентов для регулирования их свойств

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.