Добавил:
Upload Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз: Предмет: Файл:
Скачиваний:
159
Добавлен:
25.03.2016
Размер:
14.6 Mб
Скачать

4.9.Типы очистных агентов и их возможности

4.9.1.Гомогенные (однофазные) очистные агенты

4.9.1.1.Техническая вода

Техническая вода является наиболее доступным и дешевым очистным агентом, в связи с чем достаточно широко используется при бурении устойчивых пород в случае отсутствия флюидопроявлений. Кроме того, техническая вода служит основой, т. е. дисперсионной средой, для получения абсолютного большинства других типов очистных агентов (буровых растворов на водной основе).

Качество технической воды для целей бурения принято характеризовать степенью минерализации, составом минерализации и жесткостью.

По степени минерализации, оцениваемой количеством растворенных солей в 1 литре воды, природные воды делятся на 4 группы: пресные – до 1 г/л; солоноватые – 1…10 г/л; соленые – 10…50 г/л; рассолы – более 50 г/л.

По составу минерализации, оцениваемому количественным соотношением анионов и катионов, природные воды делятся на 49 классов: гидрокарбонатные, сульфатные, хлоридные и т. д.

По жесткости, оцениваемой в мг экв/л, природные воды делятся на 5 групп: очень мягкие (< 1,5); мягкие (1,5–3); умеренно-жесткие (3–6); жесткие (6–9); очень жесткие (> 9).

Один мг экв жесткости соответствует содержанию в 1 л воды 40,08 / 2 = 20,04 мг Са2+ или 24,312 / 2 12,16 мг Мg2+. Здесь 40,08 и 24,312 – атомные массы кальция и магния, а 20,04 и 12,16 – их эквиваленты.

С точки зрения использования технической воды в качестве самостоятельного очистного агента наиболее важным показателем её качества является состав минерализации. Он определяет агрессивность вод по отношению к металлу и тампонажному (цементному) камню, проявляющуюся в разрушении металла и растворении компонентов цементного камня. Сернокислые воды обладают сильной агрессивностью по отношению к металлу, а магнезиальные – к цементному камню. В качестве очистного агента эти воды применять нельзя.

Наиболее важными показателями качества воды, как дисперсионной среды промывочных жидкостей, являются ее жесткость и степень минерализации.

Общая жесткость воды обусловлена наличием в ней всех солей кальция и магния и определяется путем суммирования мг экв этих двух ионов. Так, если в воде содержится 4,52 мл экв/л Са2+ и 1,64 мг экв/л Мg2+, то общая жесткость равна

6,16 мг экв/л.

Для приготовления промывочных жидкостей целесообразно использовать воду с общей жесткостью не более 3…4 мг экв/л. Для смягчения жесткой воды используют химическую обработку каустической содой (NaОН), кальцинированной содой (Na2CO3) или тринатрийфосфатом (Na3PO4 10 H2O). Необходимое количество химических реагентов в граммах для смягчения 1 м3 воды до требуемой величины общей жесткости по NaOH рассчитывается по следующим формулам:

qNaОН = 40ΔА,

(4.110)

311

qNa2CO3 = 52,9ΔA,

(4.111)

qNa3РO4 = 126,4ΔA,

(4.112)

где A – избыточная жесткость воды, мг экв/л.

Так, для смягчения 4 м3 воды с общей жесткостью 6,16 мг экв/л до жесткости, равной 3 мг экв/л, потребуется 505,6 г NaОН или 668,7 г Na2CO3 или 1597,7 г Na3PO4 10H2O.

Степень минерализации воды оказывает существенное влияние на эффективность действия химических реагентов и на степень гидратации глин. С увеличением степени минерализации эффективность действия большинства химических реагентов снижается, в связи с чем кондиционирование и регенерация свойств промывочных жидкостей требует повышенного их расхода. Так, если для пресных растворов оптимальные добавки КМЦ составляют от 0,2 до 0,5 % (на сухое вещество), то для слабо- и среднеминерализованных (до 15 % NaCl и 0,5 % CaCl2) верхний рекомендуемый предел концентрации реагента достигает уже 1,3–1,5 %.

Рост минерализации приводит и к снижению степени гидратации бентонитовых глин, а также агрегативной устойчивости промывочных жидкостей на их основе, в связи с чем при неизбежном и достаточно высоком содержании в промывочной жидкости водорастворимых солей приходится прибегать к использованию в качестве ее дисперсной фазы не бентонита, а солеустойчивого палыгорскита.

Определение общей жесткости воды. Приготовить 0,05 н. раствор трилона Б (9,307 г трилона Б растворить в дистиллированной воде и довести объем раствора до 1000 см3), буферный раствор (50 г химически чистого хлористого аммония NН2Cl растворить в дистиллированной воде, добавить 250 см3 20%-го раствора аммиака и довести объем раствора дистиллированной водой до 1000 см3) и индикатор (0,5 г эриохром черного Т растереть в ступке с 50 г химически чистого NаCl). В качестве индикатора можно использовать и хромоген черный ET-00 с NаCl, готовый к употреблению.

Провести ориентировочное определение величины общей жесткости. Для этого отобрать пипеткой и поместить в коническую колбу 1 см3 исследуемой воды, к ней прибавить 10 см3 дистиллированной воды, 0,2…0,3 см3 буферного раствора, 0,02 г индикатора и титровать 0,05 н. раствором трилона Б до голубой его окраски.

Ориентировочное значение общей жесткости исследуемой воды А0 в мг экв/л рассчитать по формуле

A0 = Vн.1000,

(4.113)

где V – объем раствора трилона Б, израсходованный на титрование 1 см3 исследуемой воды, см3; н. – нормальность раствора трилона Б (0,05).

По найденному значению A0 с помощью приведенной ниже табл. 4.6 определить объем воды, необходимой для проведения точного анализа.

В коническую колбу вместимостью 250 см3 отмерить пипеткой необходимый объем исследуемой воды, дистиллированной водой довести ее объем до 100 см3, прибавить 5 см3 буферного раствора и 0,1 г индикатора. Раствор перемешать и медленно титровать 0,05 н. раствором трилона Б до перехода окраски из винно-красной через фиолетово-синюю в ярко голубую.

312

 

 

Таблица 4.6

 

 

 

 

Жесткость воды А0, мг экв/л

 

Объем воды, см3

0,5…7

 

50

 

7…15

 

25

 

15…30

 

10

 

30…50

 

5

 

Общую жесткость исследуемой воды A в мг экв/л вычислить по формуле

А = V1н.100 /Vв,

(4.114)

где V1 – объем раствора трилона Б, израсходованный на определение жесткости, см3; Vв – объем исследуемой воды, см3.

Определение степени минерализации воды. Степень минерализации определяют путем измерения плотности воды или по массе сухого остатка после ее выпаривания.

Дляопределенияплотностиводыиспользуютпикнометрвместимостью10…15 см3 с капиллярным отверстием в пробке.

Вначале взвешиванием на аналитических весах с точностью до 0,01 г определяют массу пустого пикнометра. Затем пикнометр заполняют исследуемой водой; избыток воды, выступивший из капилляра, удаляют фильтровальной бумагой и взвешиванием определяют массу пикнометра с водой.

Плотность воды рассчитывают по формуле

ρ = (m2 m1)/V,

(4.115)

где ρ – плотность воды, г/см3; m1 – масса пустого пикнометра, г; m2 – масса пикнометра с водой, г; V – объем пикнометра, см3.

После определения плотности исследуемой воды массовую процентную концентрацию в ней водорастворимых солей в пересчете на NaCl (СNaCl, %) находят по следующей формуле:

СNaCl = 154 – 154/ρ.

(4.116)

При определении степени минерализации по сухому остатку в предварительно высушенную и взвешенную фарфоровую чашку вливают точно отмеренное количество исследуемой воды (10…15 см3) и помещают чашку на водяную баню для выпаривания. После выпаривания всей воды чашку ставят в сушильный шкаф и выдерживают при температуре 105 °С в течение 4–6 ч. Затем чашку с сухим остатком помещают в эксикатор для охлаждения до комнатной температуры, после чего чашку с ее содержимым взвешивают на аналитических весах и рассчитывают концентрацию в воде всех водорастворимых солей (г/л) по формуле

Сс = [(mч2 mч1) 10–3]/V,

(4.117)

313

где mч2 – масса фарфоровой чашки с сухим остатком, г; mч1 – масса пустой фарфоровой чашки, г; V – объем исследуемой жидкости, см3.

С помощью описанных выше способов определяют и степень минерализации фильтрата промывочной жидкости.

Вода, как очистной агент, кроме своей доступности и дешевизны, обладает целым рядом и других преимуществ: малой вязкостью (1 мПа с при t = 20,5 ºС), низкой плотностью (1000 кг/м3), высокой охлаждающей способностью. Совокупность этих свойств воды обеспечивает эффективную работу породоразрушающего инструмента (высокую механическую скорость бурения и проходку на долото), гидравлических забойных двигателей и буровых насосов.

Однако вода, как очистной агент, имеет и ряд недостатков:

вызывает интенсивную гидратацию, набухание и диспергирование глинистых пород;

легко поглощается и размывает керн при бурении в трещиноватых, пористых и рыхлых породах;

растворяет соли;

замерзает при отрицательной температуре;

плохо удерживает частицы выбуренных пород при прекращении циркуля-

ции.

Вывод: применение воды в качестве очистного агента целесообразно и эффективно лишь при бурении в устойчивых (не размываемых, не растворяемых и не набухающих) породах при отсутствии зон поглощений и флюидопроявлений.

Вода может успешно применяться для вскрытия водоносных горизонтов.

4.9.1.2.Полимерные растворы

Полимерными называются водные растворы высокомолекулярных веществ (ВМВ), молекулы которых построены путем многократного повторения одного и того же звена – мономера.

Например, мономер полиакриламида (ПАА):

– CH2 – CH –

CONH2n

Если в молекуле чередуются разные мономеры, то такое ВМВ называется сополимером.

Молекулярный вес ВМВ может достигать нескольких миллионов (до 10–14). ВМВ могут быть полиэлектролитами и неэлектролитами.

Кполиэлектролитам относятся реагенты на основе водорастворимых эфиров целлюлозы и на основе акриловых полимеров, которые при диссоциации в воде образуют сложный анион и простой катион.

Кнеэлектролитам относятся крахмальные реагенты, содержащие полярные группы, не имеющие заряда.

Последняя группа реагентов из-за отсутствия полиэлектролитных свойств и трудностей в хранении для получения полимерных растворов используется крайне редко.

Впервые полимерные растворы начали применяться в США в начале 60-х годов, в нашей стране – спустя десятилетие.

314

Основными особенностями полимерных растворов, определяющими их успешное применение для целей бурения, являются:

1.Псевдопластичные свойства, благодаря которым полимерные растворы обладают хорошей очистной, несущей (транспортирующей) и удерживающей способностью. Это обеспечивается тем, что при малых скоростях сдвига, имеющих место в затрубном пространстве скважин, вязкость полимерных растворов во много раз превышает вязкость воды, а при высоких скоростях сдвига, характерных для промывочных каналов долот, их вязкость близка к вязкости воды.

2.Способность создавать на стенках скважин полимерную пленку, препятствующую проникновению фильтрата в поры горных пород. Это обусловлено проявлением полимерными растворами полиэлектролитных свойств, обеспечивающих, благодаря наличию зарядов, адсорбцию молекул полимера на стенках скважин, а также на частицах выбуренных пород. Последнее, т. е. адсорбция молекул полимера на частицах выбуренных пород, обеспечивает улучшение очистки бурового раствора от шлама вследствие процесса флокуляции.

3.Длинноцепочечные полимеры обладают уникальной способностью снижать гидравлические сопротивления при турбулентном режиме течения (эффект Томса, 1949 г.). Экспериментально установлено, что добавки некоторых ВМВ позволяют снизить гидравлические сопротивления по сравнению с растворителем (водой) на 80 %.

Вывод: полимерные растворы по своим функциональным свойствам существенно превосходят техническую воду, а в ряде случаев и качественные глинистые растворы, т. е. являются весьма перспективными очистными агентами при бурении

вусловиях отсутствия флюидопроявлений (бурении при равновесии давления в системе «ствол скважины – пласт»).

Ниже в качестве примеров рассмотрены несколько систем полимерных растворов, в которых твердая фаза выполняет лишь функции кольматанта.

Система FLO-PRO («Фло-Про»)

Низкие значения показателя фильтрации системы достигаются повышенной вязкостью фильтрата, обеспечиваемой реагентом «Фло-Виз», правильно подобранными размером и концентрацией кольматанта (карбоната кальция) и производной крахмала – реагентом «Фло-Трол». Для контроля щелочности раствора используются каустическая сода (NaOH) и гидроксид калия (KOH). Различные соли, такие как хлориды натрия и калия, бромид натрия и др., а также их комбинации могут быть использованы для обеспечения требуемой плотности (в пределах от 1030 до 1800 кг/м3), ингибирующей способности и совместимости с пластовым флюидом. Соли улучшают термостабильность раствора и повышают его устойчивость к бактериальной агрессии. Смазывающие добавки, в общем случае, не требуются. Благодаря отсутствию твердой фазы и высокой концентрации полимеров коэффициент трения не превышает 0,2.

«Фло-Виз» формирует в растворе ячеистую структуру, обладающую свойствами твердого тела в покое и при скоростях сдвига, близких к нулю, и свойствами жидкости при высоких скоростях сдвига. Псевдопластичные свойства системы «Фло-Про» обеспечивают высокую удерживающую способность раствора при отсутствии циркуляции, позволяя ему, в то же время, моментально «разжижаться» в момент ее восстановления. Во время циркуляции раствор становится достаточно жидким, что позволяет снизить потери давления, увеличить гидравлическую мощность на долоте и улучшить очистку скважины.

315

Поддержание вязкости при низкой скорости сдвига (ВНСС) на определенном уровне (например, выше 40 000 мПа с для горизонтальных стволов) гарантирует хорошую очистку ствола и устойчивость стенок скважины.

Обычные реологические параметры раствора также имеют уникальные значения: пластическая вязкость достаточно низка – менее 10 мПа·с, а динамическое напряжение сдвига очень высоко – более 30 фнт/100фт2.

Накопление в растворе выбуренной твердой фазы приводит к включению ее в структуру, созданную в растворе биополимером, что отрицательно сказывается на ВНСС и прочих свойствах промывочной жидкости. Поэтому при использовании «Фло-Про» рекомендуется оснащение буровой установки хорошим очистным оборудованием. Система предполагает поддержание минимальной концентрации твердой фазы.

При температуре 95 °С начинается термическая деградация «Фло-Виз». При концентрации соли свыше 3 % термостойкость увеличивается до 140 °С.

Значительный урон раствору, приготовленному на пресной воде или в случае, когда предполагается его длительное хранение, могут нанести бактерии. Применение бактерицидов в этих случаях обязательно.

Поддержание высокой ВНСС позволяет уменьшить радиус проникновения фильтрата и твердой фазы в пласт. Размер частиц кольматанта должен быть подобран с учетом размера и формы пор. Уменьшение концентрации «Фло-Трол» снижает содержание коллоидных частиц в растворе и увеличивает его пригодность для вскрытия продуктивного пласта. Все компоненты раствора, которые могут проникнуть в призабойную зону пласта (ПЗП), подлежат удалению (разложению) в процессе заканчивания. Обработка раствора и ПЗП гипохлоритами или кислотами позволяет разрушить полимеры за несколько минут. Применяемый в качестве кольматанта карбонат кальция легко удаляется при обработке соляной кислотой.

Система «Фло-Про» может быть рекомендована для бурения горизонтальных скважин и скважин с большим углом наклона ствола.

Система FLO-PRO™ NT («Фло-Про Эн-Ти»)

Уникальные реологические и фильтрационные характеристики системы «ФлоПро Эн-Ти» достигаются в результате синергетического взаимодействия двух основных компонентов системы – высокоочищенного ксантанового полимера «ФлоВиз Плюс» и модифицированного крахмала «Дуал-Фло».

Ниже (табл. 4.7) приведены основные компоненты системы «Фло-Про Эн-Ти», их функции и описание.

Одни реагенты, такие как «Фло-Виз Плюс», «Дуал-Фло» (или «Фло-Трол»), являются обязательными (ключевыми) компонентами системы, тогда как использование других определяется геолого-техническими условиями бурения скважины и параметрами вскрываемых продуктивных пластов.

Система «Фло-Про Эн-Ти» может иметь широкий диапазон значений плотности без использования барита или гематита. Плотность растворов на основе пресной воды составляет от 1030 до 1060 кг/м3, минерализованных растворов – до 1600 кг/м3 (2200 кг/м3 – при использовании формата цезия). Раствор может быть утяжелен в любой момент увеличением концентрации соли. При этом потребуется лишь незначительная дообработка раствора полимерами для регулирования реологических и фильтрационных свойств.

316

 

 

 

Таблица 4.7

 

Компоненты системы «Фло-Про Эн-Ти»

 

 

 

 

Реагент

 

Назначение

Описание / Состав

FLO-VIS PLUS

 

Регулятор ВНСС, реологи-

ХС – полимер высокой

 

ческий модификатор

степени очистки

 

 

DUALFLO

 

Понизитель фильтрации

Модифицированный

 

крахмал

 

 

 

X-СIDE 102,

 

Бактерициды

Глютаральдегид, триазин

X-СIDE 207, M-I CIDE

 

MgO, NaOH, KOH

 

Регуляторы рН

Оксид магния, гидроксиды

 

натрия и калия

 

 

 

CaCO3 (UF, F, M, C)

 

Кольматант

Карбонат кальция различной

 

степени помола

 

 

 

 

 

Повышение плотности, ин-

Различные неорганические

NaCl, CaCl2, NaHCO2,

 

гибирование гидратации

NaBr, CaBr2, ZnBr2

 

глин, регулирование термо-

и органические соли

 

 

стабильности

 

К-52, KCl, KHCO2

 

Источники ионов калия,

Различные соли калия

 

ингибиторы

(ацетат, хлорид, карбонат)

 

 

KLA-CURE,

 

Ингибиторы гидратации

Смесь полиаминокислот

KLA-GARD

 

глин

с ПАВ, холинхлорид

LUBE 167,

 

Смазывающие добавки

Модифицированные

DRILL-FREE

 

масла, гликоли и т. п.

 

 

CONQOR 404,

 

Ингибиторы коррозии

Ингибиторы на основе

SAFE-COR C

 

тиоцианата, аминов и т. п.

 

 

SAFE-BREAK (L, MP),

 

Разрушители полимерной

Окислители, энзимы

WELLZYME (A, AE)

 

фильтрационной пленки

 

 

Благодаря тщательно подобранному сочетанию полимеров «Фло-Виз Плюс» и «Дуал-Фло», вязкость системы «Фло-Про Эн-Ти» при высоких скоростях сдвига (в забойных двигателях, насадках долота, элементах КНБК) приближается к вязкости воды. Это способствует снижению потерь давления в скважине и увеличению передаваемой на забой гидравлической мощности.

При низких скоростях сдвига вязкость «Фло-Про Эн-Ти» аномально высока, что обеспечивает высокую удерживающую и транспортирующую способность. При остановке течения мгновенно формируется гелеобразная тиксотропная структура, прочность которой достаточна для удержания в растворе не только крупных частиц выбуренной породы, но и металлических опилок. В отличие от глинистых растворов, прочность структуры «Фло-Про Эн-Ти» практически не растет во времени, что способствует снижению пускового давления насосов, уменьшению скачков давления при СПО.

Для снижения зоны проникновения фильтрата в пласт используется специально подобранный по фракционному составу карбонат кальция. При этом система позволяет добиться приемлемых показателей фильтрации в песчаниках проницаемостью 2 Дарси и перепаде давления до 7 МПа даже без кольматантов. При использовании карбоната кальция удавалось добиться хороших результатов при вскрытии трещиноватых песчаников и известняков проницаемостью до 6 Дарси и перепаде давления 15,8 МПа.

317

Отсутствие в составе «Фло-Про Эн-Ти» активной твердой фазы обеспечивает устойчивость системы к внешним воздействиям. Раствор не загустевает в забойных условиях при отсутствии циркуляции, мало подвержен влиянию карбонатных и гидрокарбонатных ионов, сероводорода и жестких пластовых вод. Термостабильность системы зависит от уровня и вида ее минерализации. Так, раствор «Фло-Про Эн-Ти» на основе пресной воды стабилен до 120 °С. Добавление всего 3 % хлорида натрия позволяет увеличить термостойкость до 138 °С. Растворы на основе бромидов кальция и цинка стабильны до 150 °С.

Из-за сравнительно малого объемного содержания твердой фазы и высокой концентрации полимеров коэффициент трения у «Фло-Про Эн-Ти» на 20–40 % ниже, чем у глинистых растворов со смазывающими добавками.

Использование «Фло-Про Эн-Ти» обеспечивает высокое качество первичного вскрытия продуктивных пластов. При этом в большинстве случаев не требуется проведения дополнительных работ по интенсификации притока. Если необходимо, можно произвести кислотную обработку ПЗП для удаления карбоната кальция и обработку окислителями или энзимами для полного удаления полимеров.

Система GLYDRIL («Глайдрил»)

Относится к классу усовершенствованных полимерных растворов (табл. 4.8), в которых для обеспечения высокой степени ингибирования глинистых пород, устойчивости стенок скважины, контроля фильтрации при высоких давлениях и температурах и высокой смазывающей способности применяются полигликолевые технологии.

Таблица 4.8

Компонентный состав системы «Глайдрил»

Наименование

Функция / назначение

Типовая

концентрация

 

 

 

 

 

Модификация

Ингибирование глинистых пород, стаби-

 

GLYDRIL™ в зависи-

лизация стенок скважин, улучшение

2…5 % об.

мости от условий буре-

качества фильтрационной корки и смазы-

 

ния

вающей способности

 

 

 

 

POLYPAC UL или R

Понизитель фильтрации

3…14 ,5 кг/м3

POLY-PLUS

Инкапсулятор частиц шлама

0…6 кг/м3

DUO-VIS

Регулятор реологических свойств, улуч-

0,5…4,5 кг/м3

 

шение выноса шлама

 

Na2CO3, Na2CO3

Понизитель жесткости воды затворения

 

NaOH или KOH

Регулятор рН (при необходимости)

0,5…4,5 кг/м3

NaCl, KCl, K2SO4

Дополнительные ингибиторы глинистых

 

пород (при необходимости)

 

 

 

GLYDE HS, LUBE-100,

Смазывающие добавки

 

LUBE-167, LUBE-177

 

 

 

 

 

M-I BAR

Утяжелитель (при необходимости)

 

318

Система «Глайдрил» применяется при бурении: в активных глинистых породах, стволов большого диаметра, на шельфе при большой глубине моря, в условиях повышенных температур, в подсолевых отложениях, экологически чувствительных районах; скважин с большим отходом забоя от вертикали (табл. 4.9).

Таблица 4.9

Значения показателей свойств системы «Глайдрил» (API)

Плотность, кг/м3

1080…1800

Пластическая вязкость, мПа·с

8…28

Динамическое напряжение сдвига, фнт/100фт2

6…15

СНС 10

с, фнт/100фт2

2…25

СНС 10

мин, фнт/100фт2

5…45

рН

 

8…10

4.9.1.3. Водные растворы электролитов (солей)

Водные растворы солей (NaCl, KCl, CaCl2, MgCl2) могут применяться в качестве очистных агентов в следующих случаях:

при бурении в многолетнемерзлых породах (ММП);

при бурении в отложениях солей;

для глушения скважин при капитальном ремонте (в качестве жидкости глушения);

при тампонировании скважин (в качестве буферной жидкости).

При бурении скважин в ММП (распространены более чем на половине территории России, мощность их доходит до нескольких сотен метров, температура достигает – 13 °С, обычно – 5…6 °С) применяются водные растворы NaCl, реже – CaCl2. Концентрация соли в растворе выбирается в соответствии с температурой ММП.

Незамерзающие водные растворы солей обладают такими же свойствами, как и техническая вода, но в отличие от воды имеют более высокую плотность и повышенное коррозионное воздействие на металл. Они не пригодны для бурения в мерзлых породах, сцементированных льдом, так как вызывают его таяние.

Водные растворы солей рационально применять только при бурении плотных, устойчивых, «сухих» мерзлых пород.

При проходке мощных пластов солей во избежание образования каверн применяют насыщенные растворы этих солей: галита (NaCl) – раствор NaCl; сильвина (KСl) – раствор KCl; бишофита (MgCl2 6H2O) – раствор MgCl2; карналлита

(КMgCl3 6H2O) – раствор (КСl + MgCl2).

С повышением температуры растворимость солей увеличивается. Поэтому в глубоких скважинах циркулирующая жидкость в призабойной части способна растворять соль, а в верхней части скважины, где её температура понижается, – выделять соль в виде кристаллов (рекристаллизация).

Таким образом, водные растворы солей могут использоваться при проходке пластов солей, залегающих лишь в верхних интервалах скважин.

319

4.9.1.4. Водные растворы поверхностно-активных веществ (ПАВ)

Поверхностно-активными называются такие вещества, которые способны адсорбироваться (концентрироваться) на поверхностях раздела фаз и понижать вследствие этого их поверхностное натяжение.

Молекулы ПАВ имеют дифильное (двойственное) строение. Их принято изображать в виде головастика, у которого головка полярная (гидрофильная), а хвостик неполярный (гидрофобный).

Добавки ПАВ к технической воде позволяют:

1.Интенсифицировать процесс разрушения горных пород на забое. Это объясняется тем, что в процессе бурения горная порода в зоне контакта с долотом покрывается сетью макро- и микротрещин, которые после снятия нагрузки смыкаются и таким образом работа, затраченная на их образование, в последующем не используется для облегчения разрушения горных пород. При адсорбции ПАВ на поверхности таких микротрещин их смыкание предотвращается, обеспечивая тем самым как бы понижение прочности горных пород в зоне предразрушения (эффект П.А. Ребинде-

ра, 1928 г.).

2.Снизить силу трения между стенками скважины (аксиальное трение) и бурильными трубами, а также износ последних. Материал бурильных труб и горные породы гидрофобны, поэтому молекулы ПАВ адсорбируются на них своими гидрофобными (углеводородными) частями. Образующиеся в результате граничные пленки («молекулярный ворс») способны значительно уменьшить трение и износ контактирующих в скважине поверхностей.

3.Повысить износостойкость породоразрушающего инструмента за счет образования аналогичной граничной пленки на вооружении и опорах долот.

В практике бурения наиболее часто применяют водные растворы ОП-7, ОП-10, сульфонола и превоцела.

Область применения водных растворов ПАВ та же, что и у технической воды. Однако их преимущества говорят о необходимости и целесообразности добавок ПАВ к технической воде (полимерным и другим растворам) практически во всех случаях, когда это возможно (исключение: бурение в зонах поглощений и вскрытие водоносных горизонтов хозяйственно-питьевого назначения).

ПАВ рекомендуется вводить в промывочную жидкость и перед вскрытием нефтяных пластов.

4.9.1.5.Нефть и дизельное топливо

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 (весьма редко).

Из нефтепродуктов наиболее широко используется дизельное топливо (чаще, чем сырая нефть) марок ДЛ и ДЗ (летнее и зимнее).

320

Соседние файлы в папке БТЖ - лекции_2015