Промывка скважин и промывочные растворы. Учебное пособие

– вода – хорошо смачивает вещества с гидрофильный поверхностью глинистые частицы, гипс, силикаты, целлюлозу, а вещества с гидрофобной поверхностью лучше смачиваются неполярной жидкостью – углеводородами. Явление смачивание имеет большое значение при приготовлении буровых промывочных растворов, регулировании свойств промывочных жидкостей, пенообразовании, флокуляции.

Глинистые растворы являются гидрофильными дисперсными системами. Высококоллоидные глины типа бентонита интенсивно взаимодействуют с водой, хорошо смачиваются. В результате молекулярного взаимодействия глины с водной дисперсионной средой, элементарные частицы глины покрываются гидратной оболочкой. Гидратные оболочки способствуют сохранению стабильности промывочной жидкости, предупреждают укрупнение частиц дисперсной фазы и выпадение в осадок.

В гидрофобных растворах происходит слабое молекулярное взаимодействие между частицами дисперсной фазы и дисперсионной средой. Частицы дисперсной фазы не покрываются гидратной оболочкой, поэтому гидрофобные растворы неустойчивы. К таким растворам относятся естественные промывочные жидкости из выбуренных карбонатных и сульфатных пород.

Для перевода неустойчивых гидрофобных промывочных растворов в устойчивые гидрофильные производят их обработку химическими реагентами. Химические реагенты способствуют усилению молекулярного взаимодействия между дисперсной фазой и дисперсионной средой, образованию гидратных оболочек и защитных слоев вокруг частиц дисперсной фазы, и снижению до минимума поверхностного натяжения между дисперсной фазой и дисперсионной средой.

К явлению адсорбции и смачивания близко явление адгезии. Адгезия – это явление, при котором два взаимно нерастворимых вещества, жидкость и твердое тело и два твердых тела при тесном контакте прочно прилипают друг к другу под действием молекулярных или электрических сил. В процессе бурения нефтяных и газовых скважин

21

адгезия проявляется в образовании сальников на долоте, прилипании бурильных труб к фильтрационной корке на стенках скважины.

Адгезионные силы сильнее проявляются при значительных площадях контакта между соприкасающимися поверхностями. Адгезия фильтрационных корок значительно зависит от размера, формы частиц и плотности их укладки. При увеличении коэффициента сферичности частиц адгезия уменьшается, поскольку снижается площадь контакта. На величину адгезионного сцепления фильтрационной корки с бурильным инструментом влияет продолжительность контакта между ними.

Значение силы трения покоя между фильтрационной коркой и бурильной трубой зависит от количества прокачиваемой промывочной жидкости. При ламинарном режиме течения бурового раствора в кольцевом пространстве, увеличение подачи буровых насосов приводит к снижению силы трения вследствие интенсивного размыва переходного рыхлого слоя фильтрационной корки. В результате уменьшается площадь контакта между бурильной трубой и фильтрационной коркой.

При турбулентном режиме течения бурового раствора в затрубном пространстве увеличение расхода промывочной жидкости приводит к повышению гидродинамического давления, значит, и перепада давления, а также силы трения. Чем толще фильтрационная корка, тем больше площадь контакта с бурильными трубами.

Фильтрационная корка формируется на стенках скважины, когда гидростатическое давление столба бурового раствора превышает пластовое давление и горные породы являются проницаемыми.

По мере проникновения фильтрата бурового промывочного раствора в горные породы, стенки ствола скважины действуют подобно экрану и препятствуют проникновению твердых частиц раствора. Эти твердые частицы откладываются на стенках ствола скважины и образуют фильтрационную корку.

Увеличение толщины фильтрационной корки приводит к возникновению барьера, который сокращает количество проникающего в

22

горную породу фильтрата. При уменьшении фильтрации дисперсионной среды раствора образование фильтрационной корки замедляется и самопроизвольно прекращается.

Упрочнению структуры фильтрационных корок способствует обработка промывочных растворов химическими реагентами. При этом происходит увеличение адгезионных свойств фильтрационных корок в несколько раз. Увеличение плотности промывочных жидкостей путем введения утяжелителей может привести к значительному усилению адгезионных свойств фильтрационных корок. Величина адгезионного сцепления и усилия отрыва бурильного инструмента возрастают прямо пропорционально глубине погружения бурильного инструмента в фильтрационную корку.

Адгезионные свойства фильтрационных корок изменяются путем увеличения смазочных свойств бурового промывочного раствора. С целью получения высокой смазочной способности промывочной жидкости производят обработку химическими реагентами специального назначения, которыми являются смазочные добавки.

Смазочные добавки должны иметь высокую адсорбционную способность по отношению к металлу. Адсорбционное трение смазочных добавок должно иметь высокую сопротивляемость осевому сближению контактирующих поверхностей и обеспечивать легкое тангенциальное скольжение, то есть проворачивание.

Смазочные добавки должны быть совместимы с дисперсной фазой и дисперсионной средой бурового промывочного раствора, и улучшать технологические свойства раствора или не ухудшать их. Смазочные добавки должны оказывать эффективное действие во всем диапазоне температур, в котором применяется буровой раствор.

Смазочные добавки должны предотвращать затяжки и прихваты бурильного инструмента за счет снижения липкости фильтрационных корок. Смазочные добавки не должны разлагаться как в пресной водной среде, так и в минерализованной насыщенной солями и иметь низкую температуру застывания.

23

Смазочные добавки должны повышать работоспособность долот, понижать прочность горных пород за счет адсорбции на вновь образующихся поверхностях в зоне забоя.

При утилизации смазочная добавка должна подвергаться разложению под влиянием естественных или искусственно создаваемых условий, быть пожаробезопасной, экономичной.

Гидрофобные и гидрофильные смазочные добавки оказывают различное действие на смазочные свойства промывочной жидкости. Гидрофобные смазочные добавки более эффективно снижают адгезию фильтрационных корок. Гидрофобными смазочными добавками являются ФК-2000, ФК-2000 ПЛЮС, ФК-2000 ПЛЮС А, ФК-2000 ПЛЮС М, ФК-1, нефть, графит, СМАД, ОПТИБУР, ГЛИТАЛ, СМЭГ, ИКЛУБ и др. Эти смазочные добавки гидрофобизируют глинистые частицы, являясь прослойкой между ними. На поверхностях бурильных труб и фильтрационной корки образуются прочные смазочные слои, которые сохраняются при действии нормальных и тангенциальных напряжений.

Гидрофобные смазочные добавки образуют на поверхности раздела бурильных труб с фильтрационной коркой жидкостные прослойки и создают гидравлическую связь между ними и промывочной жидкостью в скважине. Это способствует выравниванию перепада давления действующего в зоне контакта и уменьшению усилия отрыва и сдвига.

Гидрофильные смазочные добавки являются водорастворимыми и при фильтрации дисперсионной среды промывочного раствора в горные породы частично отфильтровываются вместе с ней. Гидрофильные смазочные добавки незначительно снижают адгезию фильтрационных корок к бурильным трубам. К гидрофильным смазочным добавкам относятся поверхностно-активные вещества (продукты конденсации фенолов) УФЭ8, ОП-7, ОП-10, сульфонол и др. Образующиеся на глинистых частицах фильтрационных корок смазочные слои непрочные и разрушаются под действием нормальной нагрузки, которая связана с наличием перепада давления при бурении и усилием прижатия бурильного инструмента к стенке скважины [1, 3].

24

Вопросы для самопроверки

1.Какие явления относятся к поверхностным на границе раздела фаз буровых промывочных растворах?

2.Какими процессами характеризуется адсорбция в промывочных жидкостях?

3.Какими свойствами отличается физическая адсорбция от химической?

4.Как влияет адсорбция на свойства промывочных растворов?

5.Какое значение имеет явление смачивание в промывочных жидкостях?

6.Чем характеризуются гидрофильные буровые растворы?

7.Какие буровые растворы являются гидрофобными?

8.Как перевести гидрофобные промывочные растворы в гидрофильные?

9.Чем характеризуется явление адгезия?

10.Что влияет на величину адгезионных свойств фильтрационных корок?

11.Каким путем можно изменить адгезионные свойства фильтрационных

корок?

12.Какие требования предъявляются к смазочным добавкам?

13.Чем характеризуются гидрофобные смазочные добавки?

14.Чем характеризуются гидрофильные смазочные добавки?

25

4. УТЯЖЕЛЕНИЕ ПРОМЫВОЧНЫХ ЖИДКОСТЕЙ

При бурении нефтяных и газовых скважин обязательным условием является предупреждение осложнений – газонефтеводопроявлений, осыпей и обвалов стенок скважины. Достигается это регулированием гидростатического давления столба бурового раствора в скважине в зависимости от давления вскрываемых водоносных и нефтегазоносных пластов, и порового давления глинистых отложений. Для этого осуществляется повышение плотности промывочной жидкости путем добавления различных тяжелых минералов, называемых утяжелителями. Промывочные растворы представляют собой дисперсные системы с сильно развитой поверхностью раздела между фазами. Утяжелители влияют на структурно-механические свойства таких систем.

Главным показателем качества утяжелителя является утяжеляющая способность. Утяжеляющая способность характеризуется максимально достижимой плотностью промывочной жидкости при определенном содержании твердой фазы и сохранении оптимальных реологических, фильтрационных свойств бурового раствора.

Утяжеляющая способность зависит от плотности, дисперсности, гидрофильности, химического и минералогического состава утяжелителя. На технико-экономические показатели бурения влияют также седиментационная устойчивость и абразивные свойства утяжелителей. Наличие флотореагентов на поверхности флотационных баритовых утяжелителей может вызывать аэрацию промывочных растворов

испособствовать возникновению осложнений. Абразивные свойства утяжелителей способствуют снижению проходки на долото и уменьшению скорости бурения скважин.

Плотность утяжелителя – это важный показатель, который характеризует его свойства и эффективность. Утяжелители с более высокой плотностью имеют меньшую объемную концентрацию, а значит, получаются меньшие значения вязкости бурового раствора при одной

итой же его плотности. Меньшее содержание твердой фазы промы-

26

вочной жидкости способствует улучшению технико-экономических показателей бурения. Чем выше плотность утяжелителя, тем больше его количество можно ввести в буровой раствор без существенного изменения свойств раствора и тем меньше его расход для получения одной и той же плотности.

Утяжеляющая способность значительно зависит от степени дисперсности утяжелителя. Утяжелители крупного помола вызывают уменьшение седиментационной устойчивости промывочной жидкости, усиление абразивного износа бурового оборудования, снижение стойкости долот и, как следствие, уменьшение скорости бурения. Повышение степени дисперсности утяжелителя увеличивает его гидрофильные и адсорбционные свойства и способность к образованию структуры. В результате возрастает вязкость, статическое напряжение сдвига и динамическое напряжение сдвига промывочной жидкости, при разжижении растворов плотность уменьшается.

Содержание фракций крупного размера частиц утяжелителей определяется седиментационной устойчивостью промывочного раствора, минимальными абразивными свойствами и способностью не удаляться из дисперсной фазы раствора при очистке в очистных устройствах. Содержание фракций коллоидных и близких к ним размеров регламентируется способностью их к образованию структуры в промывочных жидкостях.

Присутствие в промывочных растворах тонкодисперсных фракций бентонитовой глины, утяжелителя, частиц выбуренной горной породы влияют на величину проходки на долото и механическую скорость бурения. Твердые частицы бурового раствора классифицируются следующим образом: коллоидные частицы размером 2 мкм и меньше, мелкие частицы размером от 2 до 44 мкм, крупные частицы размером более 74 мкм.

Крупные частицы усиливают абразивный износ бурового оборудования и опоры долот. Большое количество в промывочном растворе частиц крупного размера способствуют снижению проходки на долото и механической скорости, поэтому утяжелители должны со-

27

держать в основном частицы размером меньше 74 мкм. Это сохранит стабильность – седиментационную устойчивость бурового раствора, незначительное абразивное действие на буровое оборудование и потери утяжелителя при его очистке на виброситах.

Коллоидные частицы усиливают структурообразование в промывочных жидкостях. Для предупреждения этого процесса надо, чтобы размер частиц утяжелителя был больше размера коллоидных частиц. Рационально, чтобы размер частиц утяжелителя был меньше 44 мкм, но больше 2 мкм. При увеличении концентрации частиц размером меньше 2 мкм возрастает вязкость бурового раствора. Гранулометрический состав утяжелителя должен иметь минимальное количество тонкодисперсных фракций.

Необходимым качеством утяжелителей является хорошая смачиваемость частиц дисперсионной средой буровых растворов. Чем лучше частицы утяжелителя смачиваются жидкой средой, тем более стабильным и однородным будет утяжеленный буровой раствор.

Для промывочных жидкостей на водной основе частицы утяжелителя должны иметь гидрофильную поверхность и полностью смачиваться водой. Для растворов на углеводородной основе частицы утяжелителя должны иметь гидрофобную поверхность и не смачиваться водой.

Утяжелители должны быть химически инертны по отношению к дисперсионной среде промывочных жидкостей. Присутствие в утяжелителях водорастворимых солей при определенной их концентрации вызывает коагуляцию бурового раствора, то есть увеличивается водоотдача и ухудшаются реологические свойства – статическое напряжение сдвига и динамическое напряжение сдвига [1].

В зависимости от основы минерала утяжелители из природных руд делятся на несколько групп: карбонатные, баритовые, железистые, свинцовые, комбинированные. Карбонатные утяжелители – это минералы низкой плотности от 2600 до 3000 кг/м3 со сравнительно невысокой гидрофильностью. В эту группу входят следующие утяжелители: мергель, известняк, мел, мраморная крошка, доломит, сидерит.

28

Мергель – осадочная горная порода, состоящая из кальцита (40– 60 %) и глинистого минерала. Плотность его 2650 кг/м3, применяется ограничено. Известняк – осадочная горная порода, карбонат кальция, плотность 2700 кг/м3. Мел – мягкий белый известняк. Мраморная крошка – известковая горная порода, образовавшаяся в результате метаморфизации известняка. Доломит – осадочная горная порода, состоящая из карбонатов кальция и магния, плотность его 2800– 2900 кг/м3, применяется ограниченно. Сидерит – минерал карбонат железа (от 44 до 93 % окислов железа), плотность его 3800– 3900 кг/м3. Содержит примеси окислов кальция, магния, двуокиси кремния, кварца.

Карбонатными утяжелителями можно утяжелять раствор до плотности 1500 кг/м3. Карбонатные утяжелители применяются для повышения плотности буровых промывочных растворов при вскрытии продуктивных пластов. Карбонаты растворимы в кислой среде, это позволяет с помощью кислотных обработок частично устранить вредное влияние кольматации продуктивного пласта дисперсной фазой промывочной жидкости [8].

Баритовые утяжелители – барит, минерал белого цвета, без примесей имеет плотность 4480 кг/м3. В зависимости от количества и вида примесей, присутствующих в барите, он может быть серого, красного, желтого цвета. Примесями могут быть стронций, свинец, радий, оксид железа. В зависимости от примесей плотность барита изменяется от 4100 кг/м3 до 4700 кг/м3. Барит – наиболее широко используемый утяжелитель для всех типов буровых промывочных растворов. Имеет небольшую твердость зерен. Позволяет утяжелять буровой раствор до плотности 2200 кг/м3.

Различается:

жильный чистый барит;

барит, получаемый при гравитационном обогащении бордовых руд;

флотационные баритовые концентраты производства обогатительных фабрик цветной металлургии.

29

Основной метод производства утяжелителей – обогащение руд, главным из которых является флотационное и гравитационное обогащение. Для производства баритового концентрата в основном применяется флотационный метод обогащения и реже гравитационный метод. В процессе флотационного обогащения тонкоизмельченная руда смешивается с водой в присутствии воздуха и флотационных реагентов. При этом частицы полезных минералов собираются на пузырьках воздуха и вместе с ним поднимаются на поверхности пульпы, образуя минерализованную пену. Пустая порода хорошо смачивается водой и остается в пульпе, а затем удаляется. Минерализованная пульпа, состоящая из пузырьков воздуха и прилипших к ним частиц полезных минералов, удаляется в виде концентрата. Перерабатываются в основном свинцово-цинково-баритовые и свинцово-бари- товые руды.

Качество утяжелителей на основе флотационных баритовых концентратов ниже, чем чистого жильного барита или барита, получаемого при гравитационном обогащении баритовых руд. Недостатком флотационных баритовых утяжелителей является содержание вредных примесей флотореагентов на поверхности утяжелителя. Флотореагенты ухудшают смачивание утяжелителя в буровом растворе и вызывают его вспенивание – аэрацию.

Аэрация, то есть воздухонасыщенность, при вводе флотационных баритовых концентратов приводит к снижению плотности промывочной жидкости, повышаются вязкость раствора и структурные свойства. Ухудшается промывка скважин, так как уменьшается подача буровых насосов при работе на сжимаемых жидкостях.

Аэрированный утяжеленный буровой промывочный раствор трудно поддается дегазации.

На качество утяжелителя отрицательное влияние оказывают находящиеся в нем водорастворимые соли. В основном водорастворимыми солями в утяжелителях являются соли натрия, кальция и магния. В буровых промывочных растворах водорастворимые соли, содержащиеся в утяжелителях, уменьшают отрицательный заряд по-

30