Архив WinRAR_1 / Лекции_ХИМИЯ

степени зависят от скорости сдвига. Так, в диапазоне скоростей сдвига, характерном для течения в насадках долота, вязкость полимерного раствора приближается к вязкости воды. Это свойство обеспечивает снижение гидравлических сопротивлений и позволяет подводить к долоту значительно большую, по сравнению с использованием глинистого раствора, гидравлическую мощность.

Полимерные растворы с низкой вязкостью способствуют эффективному разрушению горных пород в призабойной зоне пласта в результате быстрого проникновения раствора в трещины, образующиеся при разрушении породы долотом. В диапазоне скоростей сдвига, характерных для течения в затрубном пространстве, полимерный раствор имеет повышенную вязкость, что способствует более полному выносу выбуренной породы на поверхность и повышает устойчивость стенок скважины, за счет адсорбции полимера на породе.

Одной из причин снижения эффективности бурения является значительное превышение пластового давления в скважине над забойным т.к., затрудняется отделение частиц разрушенной породы от забоя. Применение же полимерных буровых растворов позволяет регулировать значение дифференциального давления и бурить при сбалансированном давлении, когда гидростатическое давление равно пластовому, или незначительно превышает его. При этом уменьшается вероятность поглощения бурового раствора и прихватов бурильной колонны.

Улучшению показателей бурения способствует смазывающая и противоизноская способность полимерных растворов за счет образования прочной адсорбционной пленки на трущихся поверхностях. Буровые растворы, содержащие полимеры обладают ингибирующей способностью, что важно при разбуривании неустойчивых глинистых пород. Флокулирующие свойства полимеров обусловливают высокую степень очистки безглинистых растворов от частиц выбуренной породы. Широкое применение полимеров в составе бурового раствора позволяет сократить расход химических реагентов и материалов, уменьшить затраты физического труда, что способствует сокращению сроков строительства скважин и экономии материальных затрат.

Одной из лучших полимерных основ для буровых растворов служат реагенты полисахаридной природы, которые проявляют высокие эксплуатационные свойства, одновременно легко подвергаются деструкции и тем самым сохраняют естественную проницаемость коллекторов и не загрязняют окружающую среду. Полисахариды способны во время строительства скважины образовывать кольматационный экран, способный не пропускать фильтраты буровых и цементных растворов в продуктивный пласт и со временем саморазрушаться (деструкция до простых сахаров) восстанавливая

36

первоначальную проницаемость коллектора. Широкое применение полимеров в составе бурового раствора позволяет сократить расход химических реагентов и материалов, уменьшить затраты физического труда, что способствует сокращению сроков строительства скважин и экономии материальных затрат. Недостатки полимерных растворов на основе полисахаридов: низкая стойкость к действию ионов кальция и других поливалентных металлов; высокая стоимость.

Водные растворы ПАВ

Использование синтетических ПАВ, изменяющих физико-химическую природу фильтрата, позволяет вместе с другими технологическими приемами обеспечить наименьшее снижение проницаемости нефтенасыщенных коллекторов.

Основные преимущества добавки ПАВ к технической воде:

-Интенсификация процесса разрушения горных пород на забое.

-Снижение силы трения между стенками скважины (аксиальное трение) и бурильными трубами, а также износа последних.

-Повышение износостойкости породоразрушающего инструмента.

Водные растворы солей (NaCl, KCl, CaCl2, MgCl2 и др.)

Солевые растворы применяют в следующих случаях:

-при бурении в многолетнемерзлых породах (ММП);

-при бурении в отложениях солей;

-для глушения скважин при капитальном ремонте (в качествежидкости глушения);

-в качестве буферной жидкости при тампонировании скважин.

При бурении скважин в ММП (распространены более чем на половине территории России, мощность их доходит до нескольких сотен метров, температура достигает – минус 9 ºС, обычно - минус 4-6 ºС) применяются водные растворы NaCl, реже CaCl2. Концентрация соли в растворе выбирается в соответствии с температурой ММП.

Буровые растворы на водной основе (гетерогенные)

Глинистые суспензии и суспензии из выбуренных пород

Эти растворы представляют собой водные суспензии, образованные в процессе бурения путем "самозамеса" из разбуриваемых пород. Нестабилизированные глинистые суспензии и суспензии из выбуренных пород применяют в основном при бурении с поверхности в сравнительно устойчивом разрезе, сложенном малопроницаемыми породами. В зависимости от типа исходной глины и состава разбуриваемых пород такие растворы имеют в среднем следующие показатели: плотность 1050-1240 кг/м3, условная

37

вязкость 25-50 с. Применение глинистых растворов обусловлено относительной доступностью и дешевизной сырья для их приготовления, их особыми, в какойто мере универсальными, свойствами: способностью образовывать малопроницаемую фильтрационную корку на стенках скважины; способностью удерживать во взвешенном состоянии частицы выбуренной породы и утяжелителя; возможностью регулирования реологических, структурно - механических и фильтрационных свойств в широком диапазоне.

Полимерные недиспергирующие буровые растворы

Это водные растворы высокомолекулярных полимеров, структурированные добавками бентонита в низкой конценрации. Такого рода растворы предупреждают диспергирование разбуриваемых пород и повышение содержания твердой и глинистой фаз в растворе. Характеризуются низким содержанием глинистой фазы, что способствует улучшению показателей бурения (повышению механической скорости проходки и проходки на долото). Главная проблема применения полимерных недиспергирующих растворов - предотвращение обогащения их выбуренной породой. Поэтому в состав раствора вводят специальные реагенты-флокулянты селективного действия, флокулирующие кальциевую глину и грубодисперсную фракцию выбуренной породы. Термостойкость полимерных недиспергирующих растворов зависит от применяемых полимеров. Наибольшую термостойкость (до 250 °С) имеют растворы на основе акриловых полимеров.

Полимерные недиспергирующие растворы предназначены для массового бурения эксплуатационных и разведочных скважин в отложениях, характеризующихся высоким содержанием глин, в том числе (до 80 %) высококоллоидальных и потенциально неустойчивых, и в крепких, устойчивых карбонатно-глинистых разрезах, а также для вскрытия продуктивных пластов.

Один из основных показателей качества полимерного недиспергирующего раствора - низкое содержание глинистой фазы, объемная доля которой не должна превышать 1,5 - 2%.

Гуматные растворы

К этому виду относится буровой глинистый раствор, стабилизированный углещелочным реагентом (УЩР). Применяют такой раствор при бурении в сравнительно устойчивом разрезе, в котором отсутствуют набухающие и диспергирующиеся глинистые породы. Допустимая минерализация для гуматных растворов не более 3 %, термостойкость их в этих условиях не превышает 120 - 140 оС.

38

Лигносульфонатные растворы

Лигносульфонатные растворы - буровые глинистые растворы, стабилизированные лигносульфонатными реагентами (иногда в сочетании с УЩР). Используются при разбуривании глинистых отложений, гипсов, ангидритов и карбонатных пород. Главной функцией лигносульфонатных реагентов является понижение вязкости, основанное на сочетании стабилизирующего и ингибирующего эффектов. Термостойкость раствора до

130оС.

Хромлигносульфонатные растворы

Это буровые глинистые растворы, стабилизированные хромлигносулъфонатными (феррохромлигносульфонатными) реагентами: окзил, ФХЛС, КССБ-4 или указанными реагентами в сочетании с полимерами (КМЦ, М-14, метас, гипан). Они предназначены для разбуривания глинистых и аргиллитоподобных пород при высоких забойных температурах. Отличаются более высокой по сравнению с гуматными и лигносульфонатныма растворами устойчивостью к загущающему действию глин и более высокой термостойкостью (до 1800С). Наибольший разжижающий эффект достигается при рН бурового раствора 9 - 10.

Вхромлигносульфонатный, как и в лигносульфонатный, можно перевести любой пресный раствор. Регулирование технологических показателей хромлигно-сульфонатного раствора аналогично лигносульфонатному. Показатель фильтрации регулируется добавками полимерного реагента (0,5 - 1 кг реагента на 1 м3 бурового раствора).

Вотдельную группу выделяются буровые растворы на водной основе с ингибирующем действием. Такие системы созданы для предупреждения аварий и осложнений, связанных с осыпями и обвалами неустойчивых глин. Этот вид осложнений при бурении вызывает наибольшие потери, которые нередко заканчиваются ликвидацией скважин, поэтому трудно переоценить роль буровых растворов в решении этой нелегкой задачи. Процесс набухания глин можно регулировать физико-химическими методами, именно этот процесс и называется ингибированием. Он достигается применением в растворах электролитов (солей) в определенных концентрациях, превышающих порог коагуляции. Из числа известных растворов этого типа: алюминатный, гипсовый, известковый, гипсоизвестковые, хлоркальциевый, силикатный, калиевый, наиболее эффективным является калиевый раствор.

Важным условием применения раствора является величина рН, которую необходимо поддерживать на уровне 9-10. Интенсивность ингибирования возрастает с повышением температуры. В последние годы разработан ряд дополнительных органических ингибиторов, усиливающих действие калиевого раствора. Это - (марки:

39

Праестол, Сайдрилл и т.д.), сульфированный асфальт и гликоли различного строения и молекулярного веса (Гликойл, Ск-полиэфирный, АДН и т.д.). Благодаря применению таких систем полностью удается избежать осыпей неустойчивых глин даже в особо сложных геологических условиях.

Гидрофобизирующие растворы содержат в качестве ингибирующих добавок вещества, вызывающие гидрофобизацию глинистых пород, кремнийорганические соединения или соли высших жирных или нафтеновых кислот. Эти соединения адсорбируются на глинистых минералах, создавая гидрофобный барьер, препятствуют контакту глин с дисперсионной средой (водой). Существует ряд разновидностей растворов гидрофобизирующего действия. Растворы с кремнийорганическими соединениями - содержат в качестве ингибирующей добавки кремнийорганические соединения (например, ГКЖ-10, ГКЖ-11). В состав раствора кроме ГКЖ входят вода, глина и полимерный реагент — понизитель фильтрации, в качестве которого используют КМЦ, КССБ, ПАА и др. Защитные реагенты КМЦ, КССБ, полиакриламид в сочетании с кремнийорганической жидкостью проявляют высокое стабилизирующее действие на коллоидную фазу бурового раствора.Растворы, обработанные защитными реагентами и ГКЖ, являются термостойкими. Раствор готовят непосредственно в процессе бурения при циркуляции технической воды через скважину.

Гомогенные углеводородные растворы

К гомогенным буровым промывочным жидкостям относятся нефть и дизельное топливо.

Обычно нефть и нефтепродукты определенного состава используются в качестве: дисперсионной среды растворов на углеводородной основе (РУО) и гидрофобных эмульсий; дисперсной фазы гидрофильных эмульсий (в качестве противоприхватной добавки наряду с неполярными жидкостями растительного и животного происхождения); самостоятельных очистных агентов.

Гетерогенные углеводородные растворы

Дисперсная фаза РУО: высокоокисленный битум; гидроокись кальция (CaO); глина, в том числе органобентонит; барит (при необходимости утяжеления РУО); небольшое количество эмульгированной воды.

РУО по сравнению с буровыми растворами на водной основе имеют целый ряд преимуществ: обладают высокой стабильностью во времени (можно длительно хранить и многократно использовать); инертны в отношении глин и солей; обладают хорошими антикоррозионными и триботехническими свойствами , могут утяжеляться любыми

40

стандартными утяжелителями; обладают высокой термостойкостью (до 220 °С); почти не фильтруются в проницаемые пласты, а их фильтрат не оказывает вредного влияния на продуктивные нефтяные горизонты.

Недостатками, сдерживающими широкое применение РУО, являются:

-высокая стоимость и дефицитность основных компонентов;

-пожароопасность;

-трудность очистки от шлама;

-трудность проведения электрометрических работ; экологическая вредность. Основная область применения РУО: вскрытие продуктивных нефтяных пластов с

низким пластовым давлением. Кроме этого, РУО применяют при бурении скважин в условиях высоких положительных и отрицательных (бурение во льдах) забойных температур, а также для проходки соленосных толщ и высокопластичных глинистых пород.

Первый отечественный РУО имел следующий состав: дизельное топливо – 80 %; высокоокисленный битум – 16 %; окисленный парафин – 3 %; каустическая сода (NaOH) – 1 %. Несколько позже для структурирования РУО в него стали добавлять тонкоразмолотую негашеную известь – СаО. Такие растворы получили название известково-битумных растворов (ИБР). В настоящее время наиболее распространены ИБР- 2 и ИБР- 4.

ИБР является раствором специального назначения. Применяется при разбуривании легко набухающих, склонных к обвалам глинистых пород, при разбуривании соленосных отложений, представленных высокорастворимыми солями (преимущественно поливалентных металлов), а также при вскрытии продуктивных пластов с низкими коллекторскими свойствами. Благодаря хорошим смазочным свойствам ИБР повышает износостойкость долот. Раствор обладает высокой термостойкостью (200-220 °С).

ИЭР представляют собой гидрофобно-эмульсионно-суспензионные системы. Дисперсионная среда ИЭР: дизельное топливо, или разгазированная нефть (с температурой вспышки > 70 °С). Дисперсная фаза ИЭР: жидкая - минерализованная CaCl2 (NaCl,MgCl2) техническая или пластовая вода (содержание соли 180-240 кг/м3); твердая - молотая негашеная известь (гидроокись кальция - СаО), глинопорошок (ПББ, ПБВ), железный купорос, хлорное железо, мел (утяжелитель), барит (утяжелитель). Для эмульгирования воды в углеводородной среде используют следующие ПАВ: эмультал; окисленный петролатум; СМАД - 1; высокоокисленный битум.

41

Соотношение водной и углеводородной фаз в ИЭР изменяется в диапазоне от 60 : 40 до 40 : 60.

Различают несколько видов ИЭР:

-ВИЭР (высококонцентрированный ИЭР);

-ТИЭР (термостойкий ИЭР);

-эмульжел (ИЭР, содержащий железный купорос);

-ГЭР (гидрофобно-эмульсионный раствор).

Перечисленные виды ИЭР отличаются между собой номенклатурой используемых ПАВ и активных твердых веществ. Основным недостатком ИЭР (кроме общих недостатков с РУО) является их обратимость (переход обратной эмульсии в прямую) при повышенном содержании твердой фазы.

Высококонцентрированный инвертный эмульсионный раствор (ВИЭР) разработан во ВНИИБТ и относится к системам на нефтяной основе, получаемым с помощью специального эмульгатора - эмультала. ВИЭР предназначен для применения при бурении скважин с забойной температурой, не превышающей 70 0С. В указанных условиях ВИЭР устойчив при наличии большого количества выбуренной породы и отличается высокой стабильностью свойств.Термостойкость ВИЭР на основе эмультала можно повысить введением в его состав окисленного битума в виде 15 - 20 %-ного битумного концентрата.

Термостойкий инвертно-эмульсионный раствор (ТИЭР) - инвертная эмульсия на основе мыльного олеогеля (наиболее жирных кислот окисленного петролатума), катионоактивных ПАВ (АБДМ-хлорида) и органофильных глин, получаемых путем модификации бентонита в среде базовой эмульсии. ТИЭР применяют при бурении скважин с забойной температурой до 200 0С. Преимущества ТИЭР заключаются в низкой эффективной вязкости, высоком сдвиговом разжижении и выносящей способности, обеспечиваемой быстрым восстановлением вязкости в зоне выше забоя и большой скоростью набора прочности структуры.

Литература

1.Шаманов С.А. Бурение и закачивание горизонтальных скважин. – М.: ООО

«Недра-Бизнесцентр», 2001 – 190с.

2.Булатов А.И., Проселков Ю.М., Шаманов С.А Техника и технология бурения нефтяных и газовых скважин. ООО "Недра-Бизнесцентр", М. - 2003 – 1007с.

3.G. Robello Samuel, Xiushan Liu. Advanced Drilling Engineering: Principles and Designs. GULF Publishing Company (TX), 2009 – 504 p.

42

4.Ryen Caenn, Henry C.H. Darley, George R. Gray. Composition and Properties of Drilling and Completion Fluids, Sixth Edition. - Burlington: Gulf professional publishing, 2011 - 701 p.

5.Овчинников В.П., Аксенова Н.А. Буровые промывочные растворы: учебное пособие для вузов. – Тюмень: Изд-во «Экспресс», 2008. – 309 с.

6.Калинин А.Г., Левицкий А.З., Мессер А.Г., Соловьев Н.В. Практическое руководство по технологии бурения скважин на жидкие и газообразные полезные ископаемые. Справочное пособие /Под ред. А.Г. Калинина. – М.:

ООО «НедраБизнесцентр», 2001 – 450с.

7.ПБ 08-624-03. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. – М.: Госгортехнадзор РФ, 2003. – 206 с.

8.Ребиндер П.А. Поверхностные явления в дисперсных системах. Физикохимическая механика. Избр. Тр.- М.: Наука, 1979 - 384с.

9.Applied mud Technology, IMOC services a division of Halliburton Company, Houston, 2011 – 349p.

10.Бентониты и бентонитоподобные глины. /Труды ЦНИИгеолнеруд. Казань, 2005. 320 с.

11.Пат. 2148068 РФ МПК 1С 09 К 7/02. Способ получения глинопорошка для буровых растворов /Б.А. Растегаев, А.И. Пеньков, Л.П. Вахрушев и др. Заявл. 05.03.98; Опубл. 27.04.00. БИ №14, 2000

12.ASME Shale Shaker Committee. Drilling Fluids Processing Handbook . Burlington: Gulf professional publishing, Elsevier, 2011 - 700 p.

13.Ryen Caenn, Henry C.H. Darley, George R. Gray. Composition and Properties of Drilling and Completion Fluids, Sixth Edition. - Burlington: Gulf professional publishing, 2011 - 701 p.

14.Овчинников В.П., Аксенова Н.А. Буровые промывочные растворы: учебное пособие для вузов. – Тюмень: Изд-во «Экспресс», 2008. – 309 с.

15.O.B.Wurzburg. Modified Starches: Properties and Uses. CRC Press, Inc.Boca Raton, Fla., 1986, 450 p.

16.ASME Shale Shaker Committee. Drilling Fluids Processing Handbook . Burlington: Gulf professional publishing, Elsevier, 2011. - 700 p.

17.Baker Hughes INTEQ Drilling Engineering Workbook. A Distributed Learning Course 80270H Rev. B December, 1995 – 410 р.

18.J.Kirsner et al. Additive for oil-based drilling fluids. US Patent 7,008,907 B2, 2006.

43

19.L Quintero. An Overview of Surfactant Applications in Drilling Fluids for the Petroleum Industry. Journal of Dispersion Science and Technology Volume 23, Issue 1-3, 2002, 393-404 p.

20.WC Lyons. Air and Gas Drilling Manual: Applications for Oil and Gas Recovery Wells and Geothermal Fluids Recovery Wells. - Burlington: Gulf professional publishing, 2009. – 308 p.

21.Рязанов Я. А. Энциклопедия по буровым растворам. - Оренбург, 2005. - 663 с. - ISBN – 5 – 88788 – 128 -3.

44

1