Добавил:
Upload Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз: Предмет: Файл:

Конспект_ОА

.pdf
Скачиваний:
32
Добавлен:
03.03.2016
Размер:
1.82 Mб
Скачать

Ингибиторы гидратации сланцев и глинистых пород

Хлористый натрий

В виде водного рас-

3 – 15%

NaCl

 

твора

3 – 7%

Хлористый калий КCl

В виде водного рас-

 

 

твора

1,5

– 3,0%

Хлористый кальций

В виде водного рас-

СаCl2

 

твора

1,0

– 1,5%

Сернокислое железо

В виде водного рас-

Fe2(SO4)3

 

твора

3 – 5%

Жидкое стекло

 

Жидкость

(силикат натрия, калия)

 

0,2

– 0,3 %

Гашеная известь

 

В виде водного рас-

Са(ОН)2

 

твора (известное

 

 

 

 

молоко) 1:3

1,0

– 2,0 %

Гипс СаSO4,2H2O

В виде водного рас-

 

 

твора (смесь) гипса

2,0

– 3,0 %

Глиноземный цемент

Порошок

(соли алюминия)

 

 

 

 

Регуляторы жесткости жидкой фазы

 

 

0,5-0,75%

Кальцинированная

Порошок

сода Na2CO3

 

10%-ый водный рас-

2-3%

 

 

твор

 

 

 

 

Регуляторы щелочности

 

 

 

0,1

– 0,5%

Гидроксид

натрия

Кристаллы

NaOH (каустическая

 

 

 

сода, едкий натр)

 

 

 

 

 

Смазочные добавки

 

 

 

 

1,0

– 4,0 % при отсутствии

СМАД-1

 

Жидкость

 

 

 

солей кальция или магния

Сульфанол НП-1

1%-ый водный рас-

0,05 – 0,2 %

 

 

твор

1,5

– 2,5 %

Смесь гудронов

 

Жидкость

Сульфатное мыло

Смесь с машинным

1,5

– 2,5 %

 

 

маслом

1%

 

Графит

 

Порошок

 

 

 

Эмульгаторы

 

 

Эмульгирующая

 

20-40%-ый водный

0,5

– 2,0 % в мягких и сла-

кожевенная паста

раствор

боминерализованных водах

Эмульсол

 

В виде водного рас-

0,5

– 5,0 % в жестких водах

лесохимический ЭЛ-4

твора

1,0

– 5,0 % в жестких водах

Эмульсол

 

В виде водного рас-

нефтехимический ЭН-4

твора

 

 

31

1

2

 

3

Ленол – 10

Жидкость

1,0 – 5,0 %

Ленол – 32

 

 

2 – 5 % при t до – 7,4 С

Морозол – 2

Жидкость

Эмульсин ЭК-1

Порошок

0,3 – 2,0 % для нефтеэмуль-

 

 

 

сионных растворов

Пластифицирующие добавки

ГЖК-10, ГЖК-11

Жидкость

0,25 – 0,80 %

ГКП-10, ГКП-11

Порошок

0,5 – 1,0 %

АМСР-3

Жидкость

0,3 – 1,2 %

Петросил-2М

Жидкость

0,2 – 0,3 %

 

Пенообразователи

ОП-7, ОП-10

Жидкость

0,1 – 0,3 %

Некаль

Жидкость

0,5-1%

ПО-1, ПО-К-18

-

 

0,05-0,1%

Сульфонат

-

 

0,1-0,2%

Сульфонол НП-1, НП-5

-

 

0,1-0,2%

 

Пеногасители

0,3-0,5%

Соапсток

10%-ый водный рас-

 

твор

1-2%

ПЭС

10%-ая суспензия

ПО

-

 

До 0,5%

Карболинеум

-

 

До 1% от объема раствора

Кальциевый мылонафт

-

 

До 1%

 

Термостабилизаторы

 

 

 

0,05 - 0,2 %

Бихроматы

5-10%-ый водный

 

K2Cr2O7, Na2Cr2O7

раствор

 

 

Ингибиторы коррозии бурового инструмента

 

 

1 - 2 %

Ингибитор ДС

Жидкость

Ингибитор И-1Д

Жидкость

0,2 - 0,5 %

Фенолы эстонских

В виде раствора

1,5 - 2,0 % для легкосплав-

сланцев ФЕС

ФЕС, каустической

ных бурильных труб

 

соды, воды, 0,1

 

 

Флокулянты

 

 

 

0,05 - 0,1 %

Хлорное железо FCl3

В виде водного рас-

 

твора

0,001 - 0,002 %

Полиакрилат

Жидкость

гуанидина ПАГ

 

 

0,005 - 0,2 % при рН= 7-8

Полиоксиэтилен

Порошок

(полиокс)

 

 

 

32

8.2 Виды химических реагентов

Все реагенты по химической природе являются органическими либо неорганическими.

Характер действия реагентов зависит от типа глин (твердой фазы), степени солености дисперсионной среды и ее состава, температуры, наличия других реагентов в составе промывочного агента. По характеру действия реагенты разделяются на электролиты, защитные коллоиды и поверхностноактивные вещества.

Электролиты изменяют концентрацию ионов в растворе, от которой зависит электрический заряд глинистых частиц и толщина окружающих их оболочек. Это приводит к изменению структурных (пластичных) свойств раствора.

Защитные коллоиды создают на поверхности глинистых частиц защитный слой, предотвращающий их слипание и коагуляцию. При обработке раствора реагентами этой группы уменьшается водоотдача, регулируется вязкость, повышается плотность.

Поверхностно-активные вещества обладают способностью адсорби-

роваться на поверхностях раздела фаз в виде тонких слоев, снижая поверхностное натяжение. При этом повышается смачивающая способность, активно изменяется взаимодействие между твердой и жидкой фазами раствора.

По назначению реагенты разделяются на три группы:

1.Реагенты-стабилизаторы;

2.Реагенты -структурообразователи;

3.Реагенты специального назначения.

Значительная часть реагентов оказывает комбинированное действие, и к той или иной группе их относят по основному эффекту.

8.2.1 Реагенты-стабилизаторы

Реагенты-стабилизаторы предназначены для снижения водоотдачи и вязкости. Вещества этой группы относят в основном к защитным коллоидам.

1.Понизители водоотдачи оказывают на дисперсную систему стабилизирующее действие, снижая проницаемость фильтрационной корки. В качестве реагентов - понизителей водоотдачи широко используются углещелочной реагент (УЩР), концентрированная сульфит-спиртовая барда (КССБ), карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ), крахмал, гидролизованный полиакрилонитрил (гипан) и другие реагенты, указанные в таблице 5.

2.Понизители вязкости – разжижители также как и понизители водоотдачи оказывают на дисперсную систему стабилизирующее действие. Реагенты этой группы создают мощные гидратные оболочки на частицах твердой фазы, препятствуя загустеванию раствора. К разжижителям относятся сульфит-спиртовая барда (ССБ), феррохромлигносульфонат (ФХЛС), нитролигнин, сульфитированный нитролигнин (сунил), полифенольный лесохимический реагент (ПФЛХ) и другие реагенты, указанные в таблице 5. При малой минерализации раствора разжижающее действие на раствор оказывает

33

также УЩР, а в минерализованной среде – КМЦ.

8.2.2 Реагентыструктурообразователи

Реагентыструктурообразователи носят также название ингибиторы гидратации сланцев и глинистых пород. Реагенты этой группы обеспечи-

вают устойчивость глин, сланцев и глинистых пород при бурении за счет предотвращения гидратации, набухания и дезинтеграции. Вещества этой группы относят к электролитам. Структурообразователями являются силикат натрия (жидкое стекло) Na2SiO3, гидроксид кальция (гашеная известь) Ca(OH)2, сульфат кальция (гипс) CaSO4, хлористый натрий (поваренная соль) NaCl. Ингибиторы вводят в раствор после обработки его стабилизаторами – КМЦ, гипаном и др.

8.2.3 Реагенты специального назначения

Реагенты специального назначения призваны придать буровому раствору специфические свойства или устранить недостатки, связанные с влиянием на него внешней среды. Это наиболее обширная группа реагентов (табл. 5). Вещества этой группы относятся в основном к поверхностно-активным веществам.

1.Регуляторы жесткости жидкой фазы. Связывают и удаляют из раствора ионы кальция и магния. Эффективным регулятором жесткости яв-

ляется карбонат (кальцинированная сода) Na2CO3, относящийся по характеру действия к электролитам.

2.Регуляторы щелочности, изменяющие рН дисперсионной среды для обеспечения эффективности действия основного реагента. Реагентомрегулятором щелочности является гидроксид натрия (каустическая сода) NaOН.

3.Смазочные добавки. Уменьшают коэффициент трения и снижают за счет этого затраты мощности на вращение колонны бурильных труб, а также повышают износостойкость бурового инструмента. Используется смазка СМАД-1 (смесь окисленного петролатума с дизельным топливом) и графит.

4.Эмульгаторы применяются для получения эмульсионных промывочных жидкостей с антивибрационными свойствами и растворов на нефтяной основе. Эмульгаторы - поверхностно активные вещества, обеспечивающие образование однородной смеси двух несмешивающихся жидкостей. Используются эмульсол лесохимический ЭЛ-4, эмульсол нефтехимический ЭН-4, ленол-10, ленол-32 (смеси индустриального масла, жирных кислот, ПАВ).

5.Пластифицирующие добавки - вещества, придающие буровому раствору повышенную текучесть, снижающие гидравлические сопротивления за счет гидрофобизирующего действия на твердую фазу.

6.Термостабилизирующие добавки – реагенты, придающие устойчи-

вость буровому раствору при повышенных температурах.

7.Антисептики предотвращают ферментативное разложение (гниение) реагентов.

34

8.Вспениватели (пенообразователи) - вещества, обладающие поверхностной активностью и служащие для получения аэрированных промывочных жидкостей и пен. Используется реагент ОП-10 (смесь диалкилфенола с окисью этилена).

9.Пеногасители - вещества, обладающие поверхностной активностью и служащие для предупреждения и ликвидации вспенивания.

10.Добавки, способствующие разрушению горных пород при бурении за счет расклинивающего эффекта и образования защитных пленок поверхности микротрещин породы.

11.Ингибиторы коррозии бурового оборудования и инструмента,

призванные подавлять процессы, приводящие к разрушению бурильных труб.

12.Структурообразователи – реагенты, усиливающие взаимодействие контактирующих частиц твердой фазы или образовывающие совместно с ними структуру с высокими структурно-механическими свойствами.

13.Флокулянты – реагенты, способствующие флокуляции твердых частиц с последующим выделением их в осадок.

Реагенты специального назначения, указанные с 5-го по 13-й пункты, применяются в основном при бурении глубоких скважин на нефть и газ.

35

9. ВИДЫ И ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ ОЧИСТНЫХ АГЕНТОВ

Основными исходными предпосылками к выбору очистных агентов являются геологический разрез и назначение буровой скважины.

При выборе промывочных жидкостей приходится учитывать их различное влияние на отличные друг от друга по физико-химическим свойствам породы. Геологические разрезы часто представлены перемежающимися породами с резко отличающимися свойствами. Очистной агент в этом случае должен выбирается поинтервально. Но переход с одной промывочной жидкости на другую является трудоемкой операцией, связанной с откачкой и вывозом заменяемой жидкости, приготовлением и завозом нового очистного агента, интенсивной промывкой скважины и другими операциями. Поэтому нужно стремиться использовать один-два, максимум три типа промывочной жидкости. Если крепление неустойчивых или поглощающих интервалов не предполагается, выбирается очистной агент, который обеспечивает бурение буровых скважин в наиболее сложных условиях. Если же неустойчивые интервалы после перебуривания обсаживаются, то после этого возможен переход на другую промывочную жидкость.

Ниже приводятся общие рекомендации по области применения различных видов очистных агентов.

9.1 Классификация очистных агентов

Все используемые в настоящее время при бурении скважин очистные агенты классифицируются на следующие основные виды:

1.Вода.

2.Водные растворы солей, полимеров, поверхностно-активных веществ.

3.Водные дисперсные системы, содержащие твердую фазу (глина, мел, сапропель, их комбинация).

4.Водные дисперсные системы, содержащие жидкую дисперсную фазу (эмульсии).

5.Растворы на основе выбуренных пород (естественные буровые рас-

творы).

6.Углеводородные (нефтяные) дисперсные системы.

7.Газообразные агенты (воздух, природный газ, выхлопные газы двигателей внутреннего сгорания) и аэрированные буровые растворы и пены.

Существует также большое количество других классификаций очистных агентов.

9.2Очистные агенты для бурения в нормальных горногеологических условиях

36

9.2.1 Вода и водные растворы

Воду в качестве промывочной жидкости применяют в монолитных и слаботрещиноватых породах и при алмазном бурении. Существует три основных условия, необходимых для использования воды (водных растворов) в качестве промывочной жидкости:

1)устойчивость разбуриваемых горных пород;

2)высокая сопротивляемость пород размывающему действию;

3)наличие буровых насосов, способных обеспечить достаточную для выноса шлама скорость движения воды в затрубном кольцевом пространстве.

Кпреимуществам промывки скважин водой относят:

1)доступность очистного агента;

2)снижение затрат мощности на буровых насосах, поскольку плотность

ивязкость воды меньше чем у бурового раствора;

3)меньший износ бурового оборудования, поскольку у воды существенно меньшее содержание твердых частиц по сравнению с другими растворами.

Кнедостаткам, кроме указанных выше ограничений по области применения, относятся:

1)жесткие требования по соблюдению режима промывки (количества подаваемой жидкости);

2)условие полной очистки воды от шлама;

3)сложность в организации перехода с промывки скважины водой на промывку глинистым раствором;

4)непригодность воды для вскрытия и бурения продуктивных нефтяных

игазовых горизонтов с пониженным давлением.

Кроме того, нельзя переходить на промывку водой, если на вышезалегающих горизонтах для закрепления скважины применялись глинистые растворы, так как вода смоет защитную корку со стенок и нарушит устойчивость скважины. При алмазном бурении в этом случае надо использовать малоглинистые или безглинистые растворы с малой плотностью и вязкостью. Может оказаться экономически выгодным закрепить верхние интервалы трубами только для того, чтобы обеспечить возможность дальнейшего бурения с промыванием водой.

Добавление поверхностно-активных веществ позволяет существенно улучшить свойства водных растворов. Так водные и водно-солевые растворы полимеров и поверхностно-активных веществ успешно применяются для повышения эффективности алмазного колонкового бурения скважин малого диаметра в относительно устойчивых породах.

9.2.2 Газообразные очистные агенты

Вустойчивых горных породах при отсутствии интенсивного водопритока в качестве очистного агента используют сжатый воздух, реже выхлопные газы двигателей внутреннего сгорания или природный газ.

Внастоящее время очистку скважин воздухом применяют:

1) при неглубоком бурении с помощью самоходных буровых установок вращательным способом;

37

2)при бурении пневмоударниками;

3)при бурении в безводных районах или в вечной мерзлоте, где экономически и организационно нецелесообразна очистка скважины жидкостями.

Эффективный вынос шлама осуществляется при скорости восходящего воздушного потока не менее 15 м/с.

При небольших водопритоках в скважину вместе с газообразным агентом вводится водный раствор ПАВ (иногда бентонитовый глинистый раствор

сдобавлением ПАВ).

Применение продувки способствует увеличению скорости бурения, так как отсутствует гидростатическое давление на разрушаемую породу. Также продувка не провоцирует набухание горных пород и обеспечивает высокую сохранность керна. К недостаткам продувки относятся ее низкие теплофизические параметры, что ухудшает охлаждение инструмента и низкая несущая способность газообразного потока, приводящая к необходимости использования мощных компрессорных станций.

9.2.3 Глинистые буровые растворы

Глинистому раствору присущи некоторые функции, которыми не обладают другие виды буровых растворов. Это способность глинизировать стенки ствола скважины и удерживать частицы выбуренной породы во взвешенном состоянии в период прекращения циркуляции.

Глинистый раствор в скважине находится под давлением, равным весу столба раствора. В стенках скважины имеются поры и трещины и в них под давлением просачивается глинистый раствор. Мелкие частицы глины вместе с водой проникают в трещины породы, причем частицы оседают на поверхности трещин, а вода впитывается (отфильтровывается) в стенки скважины (рис. 11, а). На стенках скважины образуется тонкая водонепроницаемая кор-

ка из слипшихся частиц глины. Корка

 

 

препятствует уходу воды из раствора в

 

 

пласт, закупоривает все поры и трещины

 

 

в стенках скважины, отчего стенки ста-

 

 

новятся прочными и не обваливаются, а

 

 

также задерживает проникновение воды,

 

 

нефти и газа из различных пластов в

 

 

скважину.

 

 

 

Образование тонкой корки возмож-

а

б

но только при использовании высокока-

Рисунок 11 – Образование глинистой

чественных глинистых растворов. При

корки на стенках скважины

 

использовании

некачественных глини-

 

 

стых растворов

с крупными частицами

последние не проходят глубоко в трещины и поры, а остаются на стенках скважины (рис. 11, б). Между крупными частицами имеются проходы, через которые вода впитывается глубже в пласты, на стенки скважины садятся все новые и новые частицы, осаждая толстую, рыхлую водопроницаемую корку. Эта корка значительно уменьшает кольцевое пространство между стенками

38

скважины и бурильными трубами.

Толстая корка легко разрушается, часто отрывается от стенок скважины и, налипая на трубы и породоразрушающий инструмент, образует сальники, способствующие затяжкам и прихватам бурильной колонны. Проникновение большого количества отфильтрованной воды в пласт вызывает размыв породы, обвалы, которые очень часто приводят к тяжелым авариям.

Для предотвращения осложнений и аварий важно, чтобы из глинистого раствора, находящегося в скважине, не выпадали частицы выбуренной породы в период прекращения циркуляции. Для этого глинистый раствор должен в достаточном количестве содержать коллоидную фракцию, способную удерживать обломки выбуренной породы во взвешенном состоянии и обладать тиксотропными свойствами.

Таким образом, к основным преимуществам глинистых растворов относятся:

1)создание водонепроницаемой корки на стенках скважины, обеспечивающее снижение или прекращение поглощений промывочной жидкости;

2)удержание шлама во взвешенном состоянии при прекращении цирку-

ляции;

3)регулирование гидростатического давления в скважине путем изменения плотности раствора;

4)высокое качество вскрытия продуктивных нефтяных и газовых пла-

стов.

В тоже время, к недостаткам глинистых растворов относятся:

1)большая вероятность прихватов и затяжек бурильной колонны из-за налипания глинистой корки;

2)значительные вязкость и плотность раствора, создающие повышенные гидравлические сопротивления в циркуляционной системе;

3)потребность в специальном очистном и дегазационном оборудовании;

4)проникновение частиц глины в продуктивный пласт и снижение его продуктивности;

5)большие затраты при приготовлении и регулировании параметров растворов.

Параметры нормального глинистого раствора, применяемого при бу-

рении в неосложненных условиях, приведены в таблице 6.

Таблица 6 - Основные параметры нормального глинистого раствора при бурении в неосложненных условиях

Параметр

Разведочное бурение

Нефтегазовое бурение

Плотность, кг/м3

1100-1200

-

Условная вязкость, с

20-22

30

Водоотдача, см3 за 30 мин

25

10

Статическое напряжение

1,5-4

5

сдвига через 1 мин, Па

 

 

Содержание примесей, %

4

1

39

Плотность раствора при бурении скважин на нефть и газ определяется с учетом пластового давления.

Нормальный глинистый раствор рекомендуется применять при бурении относительно устойчивых трещиноватых пород с незначительной минерализацией. Пресные нормальные глинистые растворы (содержание NaCl0%) в глубоком нефтегазовом бурении используются в сравнительно устойчивых породах, не содержащих соленосных отложений.

Все большее распространение получают малоглинистые буровые растворы. Они обеспечивают почти такую же механическую скорость, как при бурении с промыванием водой. Однако функции обеспечения устойчивости стенок буровой скважины у таких промывочных жидкостей снижены, и при выборе очистного агента это обстоятельство необходимо учитывать.

9.3 Очистные агенты для бурения в сложных горно-геологических и геолого-технических условиях

К сложным условиям в бурении относятся бурение по неустойчивым, обваливающимся и осыпающимся горным породам, по диспергирующим в дисперсионную среду глинистым породам, бурение по зонам водо-, нефте-, газопроявлений, по зонам поглощений, по продуктивным пластам и наклон- но-направленное бурение.

Для бурения в сложных условиях используют специальные буровые растворы, которые могут быть приготовлены как на основе глинистого раствора или сырья, так и без него (безглинистые буровые растворы).

Существует большое количество очистных агентов, рекомендации по выбору которых зависят как от геолого-технических условий, так и от требований экологической безопасности и особенности организации промывочного хозяйства в конкретном буровом предприятии. Поэтому указанные в этом разделе типы буровых растворов, их параметры и области применения носят рекомендательный характер.

9.3.1. Растворы для бурения по неустойчивым и диспрегирующимся породам

В зависимости от геологической характеристики условий бурения рекомендуемые параметры глинистого раствора изменяются путем введения химических реагентов, добавления определенного количества глины или воды.

В неустойчивых рыхлых породах песчаного комплекса необходимо поддерживать высокое гидростатическое давление, т.е. применять растворы с повышенной плотностью. Снижение водоотдачи как фактора повышения устойчивости стенок за счет создания фильтрационной корки в этом случае отступает на второй план. В неустойчивых породах глинистого комплекса большее влияние на сохранение устойчивости оказывает водоотдача, причем в первую очередь, как фактор уменьшения зоны смачивания особенно в пу-

40

Тут вы можете оставить комментарий к выбранному абзацу или сообщить об ошибке.

Оставленные комментарии видны всем.