БТЖ и ФРГП на весну 16 года / БТЖ - лекции_2015 / СулакшинЧубик
.pdf•стабилизаторы: при температуре < 100 °С – крахмал; до 140…160 °С –
КМЦ (высоковязкая) или (крахмал : КМЦ : Na2CO3) = (2 : 1 : 1); до 160…180 °С – метас (М-14ВВ) + Na2CO3;
•разжижители – ССБ (КССБ, ФХЛС);
•смазочные добавки – нефть (СМАД-1).
Оптимальные значения рН – 8,5–9,5. Коэффициент восстановления проницаемости 0,95, но с возрастанием температуры фильтрация увеличивается, что может вызвать существенное обводнение продуктивного пласта и, как следствие, длительный вызов притока.
Недостатки:
•высокая коррозионная активность, особенно при наличии в составе промывочной жидкости калийно-магниевых или хлормагниевых солей;
•экологическая вредность (все соленасыщенные промывочные жидкости экологически вредны и требуют утилизации).
4.9.2.5.Промывочные жидкости с конденсированной твердой фазой
Впервые промывочные жидкости с конденсированной твердой фазой были разработаны в нашей стране группой сотрудников ныне Российского государственного университета нефти и газа под руководством О.К. Ангелопуло.
Конденсационный способ получения коллоидных растворов основан на образовании нерастворимых твердых частиц из сильно пересыщенных растворов различных электролитов (солей, щелочей).
Разработано около 20 рецептур промывочных жидкостей с конденсированной твердой фазой, большинство из которых защищены патентами России, США, Польши. Однако в силу разных причин достаточно широкое практическое применение получил только гидрогель магния.
Основой для приготовления гидрогеля магния служит рассол магнийсодержащих солей.
Варианты: галит (NaCl) + бишофит (MgCl2 6H2O); карналлит (KMgCl3 6H2O); полиминеральная пластовая вода.
Общее содержание солей в рассоле – до 300 кг/м3.
Содержание в рассоле ионов магния (Mg2+) – не менее 10…15 кг/м3 (для сведения: в 1 т бишофита – от 80 до 85 кг «ионов» магния; в 1 т карналлита – от 67 до
70кг «ионов» магния).
Висходный рассол магнийсодержащих солей вводят 15…20 кг/м3 NaOH или 20…40 кг/м3 Ca(OH)2 (в виде водных растворов 20…40%-й концентрации).
Врезультате химической реакции обмена, протекающей в рассоле магнийсодержащих солей после обработки его щелочью, образуются микрокристаллы брусита – Mg(OH)2. На определенной стадии перемешивания рассола со щелочью, когда
СНС1 ≈ 20…30 дПа, в раствор вводят солестойкие реагенты – стабилизаторы (крахмал, КМЦ-600 или 700 и КССБ-2), которые резко затормаживают рост кристаллов брусита и снижают показатель фильтрации промывочной жидкости.
В гидрогель магния могут вводиться смазочные добавки (нефть) и утяжелители. При обработке рассола щелочью в последнюю целесообразно вводить 2…3 % тонкодисперсных частиц мела (асбеста, низкосортной глины), которые в этом слу-
331
чае служат центрами кристаллизации (активированной затравкой) и позволяют снизить расход солей магния и щелочи.
Достоинства гидрогеля магния:
•стоек к воздействию пластовых вод любой минерализации;
•образует фильтрационные корки, полностью растворяющиеся в процессе кислотной обработки (сероводородная кислота);
•при температуре до +50 °С вообще не растворяет, а при более высокой – мало растворяет вскрываемые отложения солей.
Ниже приведено описание современной системы с конденсированной твердой фазой.
Система DRILPLEX («Дрилплекс») является сверхтиксотропной промывочной жидкостью на основе мелкодисперсных оксидов магния и алюминия (MMOMIXED METAL OXIDE). Хрупкий, плоский профиль СНС, в сочетании с высоким динамическим напряжением сдвига, обеспечивает высокую удерживающую и транспортирующую способность системы. Быстрый переход системы при отсутствии циркуляции в состояние, близкое к твердому телу, позволяет качественно вскрывать трещиноватые и высокопроницаемые горизонты с аномально низким пластовым давлением, стабилизировать осыпающиеся рыхлые и микротрещиноватые осадочные породы. Высокая активность и катионный характер ММО обеспечивают высокую ингибирующую способность, эффективно подавляя гидратацию и диспергирование глинистых пород и приближаясь по уровню ингибирования к гли- коль-хлоркалиевым системам. Компонентный состав системы приведен в табл. 4.24.
Тонкая, плотная, слоистая фильтрационная корка позволяет эффективно вскрывать продуктивные горизонты с размером поровых каналов до 50 мкм без использования вспомогательных кольматантов (карбонат кальция и т. п.), не опасаясь возможного загрязнения призабойной зоны мелкодисперсной твердой фазой. Низкий уровень фильтрации и малая вязкость фильтрата, благодаря практически полному отсутствию в последнем каких-либо полимеров, существенно облегчают вызов притока и снижают сроки освоения скважин (табл. 4.25).
|
|
Таблица 4.24 |
|
Компонентный состав системы «Дрилплекс» |
|
||
|
|
|
|
|
|
Типовая |
|
Наименование |
Функция/назначение |
концентра- |
|
|
|
ция, кг/м3 |
|
Бентонит |
Твердая фаза |
25…30 |
|
Кальцинированная сода |
Понизитель жесткости воды затворе- |
1,5…2 |
|
ния |
|||
DRILPLEX |
Сверхмелкодисперсная смесь оксидов |
3…3,5 |
|
многовалентных металлов |
|||
|
|
||
FLO-PLEX |
Понизитель фильтрации |
12…17 |
|
Барит |
Утяжелитель (при необходимости) |
|
|
CaCO3 |
Утяжелитель и кольматант (при необ- |
60…200 |
|
ходимости) |
|||
|
|
332
Дополнительным преимуществом системы является использование только экологически безопасных компонентов.
Область применения: бурение в трещиноватых поглощающих горизонтах; в рыхлых, неустойчивых осадочных породах; вскрытие высокопроницаемых горизонтов с аномально низкими пластовыми давлениями; бурение горизонтальных стволов, скважин с большим отходом от вертикали, транспортных стволов большого диаметра; фрезерование обсадных колонн; бурение с гибкой трубой, заканчивание скважин открытым забоем, бурение скважин на шельфе при большой глубине моря.
Таблица 4.25
Значения показателей свойств неутяжеленной системы «Дрилплекс» (API)
|
|
|
|
Плотность, кг/м3 |
1040…1050 |
|
|
Пластическая вязкость, мПа·с |
9…16 |
|
|
Динамическое напряжение сдвига, фнт/100фт2 |
50…70 |
|
|
3 RPM, фнт/100фт2 |
25…40 |
|
|
|
|
25…40 |
|
СНС 10 |
с, фнт/100фт2 |
|
|
СНС 10 |
мин, фнт/100фт2 |
35…60 |
|
Показатель фильтрации, см3/30 мин |
7…8 |
|
|
|
|
10…11,5 |
|
рН |
|
|
4.9.2.6. Растворы на углеводородной основе (РУО)
Растворы на углеводородной основе были разработаны в США в 1937 г. В нашей стране их начали применять в 1955 г. по инициативе профессора К.Ф. Жигача.
Дисперсионная среда РУО: дизельное топливо, нефть, углеводородорастворимые ПАВ.
Дисперсная фаза РУО: высокоокисленный битум; гидроокись кальция (CaO); глина, в том числе органобентонит; барит (при необходимости утяжеления РУО), небольшое количество эмульгированной воды.
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 извест- ково-битумных растворов (ИБР). Наиболее распространены ИБР-2 и ИБР-4.
Компонентный состав ИБР-2: дизельное топливо марки Л, битум высокоокисленный, известь негашеная, бентонит (ПББ, ПБВ), вода, СМАД-1, сульфонол НП-3, эмультал, барит.
Долевой состав ИБР-2 (ИБР-4) зависит от требуемой плотности раствора (от содержания в нем барита).
РУО по сравнению с промывочными жидкостями на водной основе имеют целый ряд преимуществ:
•обладают высокой стабильностью во времени (можно длительно хранить и многократно использовать);
•инертны в отношении глин и солей;
333
•обладают хорошими антикоррозионными и триботехническими свойствами (f = 0,14–0,22, тогда как у промывочных жидкостей на водной основе f = 0,2–0,4);
•могут утяжеляться любыми стандартными утяжелителями;
•обладают высокой термостойкостью (до 220…220 °С);
•почти не фильтруются в проницаемые пласты, а их фильтрат не оказывает вредного влияния на продуктивные нефтяные горизонты, так как имеет общее сходство с пластовой нефтью.
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.
Избежать большинства традиционных недостатков РУО позволяет использование в качестве дисперсионной среды высокоочищенного низкотоксичного минерального масла EDC 99-DW. Благодаря очень низкой вязкости и низкой температуре загустевания, это масло идеально подходит для использования в районах с холодным климатом, бурения скважин на шельфе при большой глубине дна. В отличие от многих других масел, EDC 99-DW практически не содержит ароматических углеводородов, что существенно снижает токсичность готового РУО по отношению
кокружающей среде и персоналу буровой. Низкая горючесть и малая испаряемость масла позволяют заметно упростить приготовление и использование РУО на имею-
щихся буровых установках.
Прозрачная бесцветная жидкость плотностью 810 кг/м3.
Поставляется в бочках объемом 208 л, контейнерах объемом 1 м3 или в розлив. Рекомендуется хранить в сухом прохладном месте. Не рекомендуется подвергать интенсивному нагреву в течение продолжительного времени.
4.9.2.7.Инвертные эмульсионные растворы (ИЭР)
ИЭР представляют собой гидрофобно-эмульсионно-суспензионные системы. Дисперсионная среда ИЭР: дизельное топливо марок «Л» или «З», разгазиро-
ванная 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, украмин (или его аналог ИКБ-2), высокоокисленный битум, АБДМ-хлорид.
ИЭР по свойствам и условиям применения близки к РУО, но выгодно отличаются от них тем, что содержат значительное количество воды, а следовательно, существенно дешевле.
334
Соотношение водной и углеводородной фаз в ИЭР изменяется в диапазоне от 60 : 40 до 40 : 60. Содержание твердой фазы (без утяжелителя) составляет при этом
5…30 кг/м3.
Существует несколько видов ИЭР: ВИЭР (высококонцентрированный ИЭР), ТИЭР (термостойкий ИЭР), эмульжел (ИЭР, содержащий железный купорос), ГЭР (гидрофобно-эмульсионный раствор). Они отличаются между собой номенклатурой используемых ПАВ и активных твердых веществ.
Рецептура ГЭР, кг/м3 (в качестве примера): дизтопливо – 400…420; украмин –
40, техническая вода – 420, CaCl2 (MgCl2) – 240, мел – 40.
Основным недостатком ИЭР (кроме общих недостатков с РУО) является их обратимость при повышенном содержании твердой фазы.
Оперативным показателем устойчивости ИЭР к фазовому обращению является величина глиноемкости, определяемая по количеству бентонитового глинопорошка (ПББ, ПБВ), которое может быть введено в ИЭР при перемешивании в течение 0,5 ч без снижения исходного значения электростабильности (U = 150…600 В).
Величина глиноемкости должна быть не ниже 22,5 % мас.
Ниже приведено краткое описание нескольких современных инвертных эмульсионных систем.
Система Versa-Pro («Верса-Про») относится к классу инвертных эмульсий с соотношением нефть : вода от 90 : 10 до 60 : 40 и предназначена для вскрытия продуктивных горизонтов с давлениями, близкими к гидростатическим.
Вкачестве дисперсионной углеводородной среды может быть использовано дизельное топливо, минеральное масло, парафины, линейные олефины, полиаль-
фаолефины и др. Дисперсная фаза – 25–35%-й раствор хлорида кальция. Плотность раствора регулируется в интервале 880…1150 кг/м3 без использования утяжелителей.
Специальный пакет эмульгаторов NovaMul (известный также как VersaPro P/S) оказывает минимальное воздействие на смачиваемость породы коллектора. Органофильная глина VersaVert HT позволяет увеличить вязкость и дополнительно стабилизировать эмульсию раствора хлорида кальция. Понизитель фильтрации Ecotrol RD позволяет удерживать фильтратоотдачу раствора на минимальном уровне в условиях высоких температур и давлений. Серия специализированных добавок Versa (VersaThin, VersaMod, VersaWet, HRP, SWA и др.) позволяет регулировать реологи-
ческие свойства раствора в широком диапазоне.
Вкачестве углеводородной основы «Верса-Про» рекомендуется использовать низковязкое минеральное масло или линейные альфаолефины. По сравнению с более дешевым дизельным топливом это обеспечивает следующие преимущества: низкую горючесть, высокую температуру вспышки и высокую пожаробезопасность; меньшую токсичность и экологическую опасность, меньшую вязкость (вязкость дизельного топлива и РУО, приготовленного на его основе, в 1,5–2 раза выше, чем минерального масла, особенно при низких температурах).
Система VERSADRIL («Версадрил») – инвертно-эмульсионный раствор на основе дизельного топлива (ДТ) (табл. 4.26).
Взависимости от условий бурения система может быть сформирована при со-
отношении ДТ : вода от 70 : 30 до 90 :10 в диапазоне значений плотности от облегченного раствора до 2160 кг/м3.
335
|
|
Таблица 4.26 |
|
|
Компонентный состав системы «Версадрил» |
||
|
|
|
|
Наименование |
Функция/назначение |
Типовая |
|
концентрация, кг/м3 |
|||
ДТ |
Углеводородная дисперсионная среда |
|
|
Раствор CaCl2 |
Дисперсная фаза |
|
|
VERSAMUL |
Первичный эмульгатор |
17,5…28,5 |
|
VG-69 |
Структурообразователь |
9…28,5 |
|
VERSACOAT |
ПАВ |
3…9 |
|
VERSATROL |
Понизитель фильтрации (при необхо- |
10…11,5 |
|
димости) |
|||
|
|
||
VERSAMOD |
Регулятор реологических свойств (при |
|
|
необходимости) |
|
||
|
|
||
LIME |
Регулятор рН |
17,5…29 |
Система FAZE-PRO («Фэйз-Про») – обратимая инвертная эмульсия, специально разработанная для первичного вскрытия и заканчивания скважин открытым забоем. Особенностью системы является возможность изменения вида эмульсии с инвертной или гидрофобной («вода в масле») на гидрофильную («масло в воде») и обратно (табл. 4.27).
|
|
Таблица 4.27 |
|
|
Компонентный состав системы «Фэйз-Про» |
||
|
|
|
|
Наименование |
Функция/назначение |
Типовая |
|
концентрация, кг/м3 |
|||
ДТ или минераль- |
Углеводородная дисперсионная |
|
|
ное масло |
среда |
|
|
Вода |
Дисперсная фаза |
|
|
FAZE-MUL |
Основной эмульгатор |
25…35 |
|
FAZE-WET |
Вспомогательный эмульгатор, ПАВ |
5…12 |
|
SAFE-CARB |
Кольматант, утяжелитель |
60…120 |
|
VERSAGEL |
Органофильная глина, |
3…14,5 |
|
структурообразователь |
|||
|
|
||
LIME |
Активатор |
17,5…29 |
|
CaCl2 |
Минерализация, ингибирование |
14,5…26 |
Во время бурения «Фэйз-Про» используется как инвертная эмульсия, которая после окончания бурения обращается в гидрофильную. Обратимость эмульсии достигается использованием специально разработанного пакета эмульгаторов и присадок, которые позволяют изменить характер эмульсии при изменении рН. При снижении рН ниже 7 добавлением лимонной или соляной кислоты эмульсия из гидрофобной превращается в гидрофильную. Это позволяет выполнить требуемый комплекс ГИС, очистить ствол скважины от фильтрационной корки, провести тампони-
336
рование и др. работы с тем же качеством, что и при использовании растворов на водной основе. После заканчивания скважины раствор может быть снова превращен в инвертный эмульсионный путем увеличения щелочности до рН = 8 или более и использован при бурении следующей скважины (табл. 4.28).
|
|
Таблица 4.28 |
|
Значения показателей свойств системы «Фэйз-Про» (API) |
|
|
|
|
Плотность, кг/м3 |
1020…2150 |
|
Пластическая вязкость, мПа·с |
15…35 |
|
Динамическое напряжение сдвига, фнт/100фт2 |
15…25 |
|
СНС 10 |
с, фнт/100фт2 |
6…10 |
СНС 10 |
мин, фнт/100фт2 |
10…20 |
Электростабильность, В |
500…800 |
|
Показатель фильтрации при ВТВД, см3 / 30 мин |
3…5 |
Для обеспечения обратимости эмульсии соотношение нефть : вода должно составлятьот65 : 35 до60 : 40. Минимальная плотностьраствора около1020…1040 кг/м3, максимальная – до 2150 кг/м3. Максимальная забойная температура – 120 °С.
Система SIGMADRIL™ («Сигмадрил») представляет собой инвертный эмульсионный раствор на основе дизельного топлива или минерального масла с соотношением основа : вода равным 85 : 15. Компонентный состав системы приведен в табл. 4.29. Использование специальной органической соли, способной диссоциировать на ионы в углеводородной среде и обеспечивать проводимость раствора на уровне 60…1500 мкСм/м (600…16000 Ом/м), позволяет проводить ГИС с тем же успехом, что и при использовании промывочных жидкостей на водной основе.
Для справки: система «Сигмадрил» разрабатывалась специально для использования с геофизическими инструментами FMI-Formation Micro-Imaging или RABResistivity At The Bit компании Schlumberger, включаемыми в КНБК для измерений в процессе бурения.
|
|
|
Таблица 4.29 |
|
Компонентный состав системы «Сигмадрил» |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Типовая |
Наименование |
|
Функция/назначение |
концентрация, |
|
|
|
кг/м3 |
ДТ или мине- |
|
Углеводородная дисперсионная среда |
|
ральное масло |
|
|
|
|
|
|
|
Вода |
|
Дисперсная фаза |
|
VERSAMUL |
|
Основной эмульгатор |
28…32 |
VERSACOAT |
|
Вспомогательный эмульгатор, ПАВ |
10…12 |
LIQUITROL |
|
Стабилизатор эмульсии, понизитель фильт- |
10…12 |
|
рации (при необходимости) |
||
|
|
|
|
SIGMASALT |
|
Органическая соль |
28…30 |
SIGMASOLV |
|
Поляризатор углеводородной среды, вспо- |
50…60 |
|
могательный реагент для SIGMASALT |
||
|
|
|
337
|
|
Окончание табл. 4.29 |
|
|
|
|
|
|
|
|
Типовая |
Наименование |
Функция/назначение |
|
концентрация, |
|
|
|
кг/м3 |
TRUVIS HT |
Реологический модификатор (при необхо- |
|
20…25 |
димости) |
|
||
|
|
|
|
SIGMASURF |
ПАВ, вспомогательный реагент для |
|
15…18 |
SIGMASALT |
|
||
|
|
|
|
LIME |
Активатор эмульгирующих добавок, |
|
7…9 |
регулятор щелочности |
|
||
|
|
|
|
TRUFLO 100 |
Понизитель фильтрации, загуститель (при |
|
5…6 |
необходимости) |
|
||
|
|
|
|
CaCl2 |
Минерализация и ингибирование |
|
35…38 |
M-I BAR |
Утяжелитель (при необходимости) |
|
|
CaCO3 |
Кольматант и утяжелитель |
|
|
(при необходимости) |
|
|
|
|
|
|
Для приготовления «Сигмадрил» необходимо использовать ДТ или минеральное масло с минимальным содержанием соединений серы и минимальной концентрацией ароматических углеводородов. Плотность можно варьировать в диапазоне от ~ 960 до 1700 кг/м3 добавлением карбоната кальция или барита в качестве утяжелителя (таблица 4.30).
Максимальная забойная температура – 140 °С. Максимальное содержание выбуренного шлама в растворе – 10 %. Систему нельзя использовать для разбуривания цементного камня.
Таблица 4.30
Значения показателей свойств неутяжеленной системы «Сигмадрил» (API)
|
|
|
Плотность, кг/м3 |
980…1020 |
|
Пластическая вязкость, мПа·с |
15…30 |
|
Динамическое напряжение сдвига, фнт/100фт2 |
8…12 |
|
3RPM |
|
9…12 |
СНС 10 |
с, фнт/100фт2 |
6…8 |
СНС 10 |
мин, фнт/100фт2 |
7…10 |
Показатель фильтрации, см3 / 30 мин |
0 |
|
Показатель фильтрации при ВТВД, см3 / 30 мин |
2…4 |
4.9.2.8.Газожидкостные смеси (ГЖС)
КГЖС относятся: пены и аэрированные промывочные жидкости (АПЖ). Аэрацией называется процесс насыщения жидкости воздухом, реже – другими
газами. При этом газообразная фаза рассматривается как дисперсная, а жидкая – как непрерывная дисперсионная среда.
Объемное соотношение газообразной VГ и жидкой VЖ фаз называется степенью аэрации α = VГ/VЖ. Для АПЖ α < 60, для пен α = 60–300.
338
Способы приготовления АПЖ и пен:
1.Механический способ обеспечивает аэрацию жидкости с помощью компрессорных установок и специальных устройств – аэраторов (пеногенераторов).
2.Эжекционный способ, когда жидкость аэрируется путем засасывания воздуха из атмосферы с помощью специальных эжекторных смесителей.
3.Химический способ обеспечивает вспенивание (аэрацию) жидкости при ее перемешивании с ПАВ – пенообразователями.
4.Комбинированный способ сочетает механический (эжекционный) и химический способы аэрации и 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. Этот факт обусловливает целый ряд преимуществ их перед буровыми растворами:
•вследствие снижения давления на забой скважины увеличиваются механическая скорость бурения и проходка на долото (коронку);
•появляется возможность бурения в зонах АНПД (Ка = 0,3…0,8 для АПЖ; Ка < 0,3 для пен), поглощающих промывочную жидкость;
•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.
•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 ком-
339
прессора 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.
Ниже рассмотрена современная газожидкостная система APHRONICS™ – новое семейство очистных агентов на основе афронов – микропузырьков воздуха диаметром 20…100 мкм.
Главными отличиями афронов от обычных пен являются:
1. Двухслойная оболочка с промежуточным слоем воды. В пене оболочка пузырька воздуха состоит из одного мономолекулярного слоя ПАВ.
2. Гидрофобный характер наружной поверхности микропузырька. В случае традиционных пен характер наружной поверхности – гидрофильный.
3. Газовое ядро находится под давлением.
4. Малый размер, высокая прочность и стабильность структуры. Сжимаемость афронов под воздействием внешнего давления на порядок ниже пен. Благодаря упругости, гидрофобному характеру наружной поверхности, наличию микропузырьков и конгломератов самых разных размеров (от десятков микрон до нескольких миллиметров) афроны обладают способностью кольматировать широкий диапазон проницаемых сред – от низкопроницаемых песчаников до трещиноватых известня-
ков проницаемостью в десятки Дарси, выдерживая перепады давления более 10 МПа. При этом благодаря упругости афронов кольматационная корка легко разрушается и удаляется даже при минимальной депрессии (0,5…1 МПа).
Афроны образуются в растворе автоматически под воздействием высоких механических напряжений и кавитации (например, в центробежных насосах, гидромониторных насадках долот, гидросмесителях, гидроциклонах и т. п.) при соблюдении ряда условий. Для их закачки в скважину не требуется использование компрессоров высокого давления или другого дорогостоящего или нестандартного оборудования. Благодаря малому размеру и высокой прочности афроны не оказывают влияния на работу буровых и центробежных насосов, а также полностью совместимы с телеметрическими системами, использующими гидравлический канал передачи данных. Афроны легко проходят даже через мелкие сетки вибросит, а под воздействием центробежных сил в гидроциклонах и центрифуге всплывают и отделяются вместе с чистым раствором.
Стабильность афронов и эффективность их применения в качестве дисперсной фазы рабочих жидкостей, используемых при бурении и заканчивании скважин, определяется прочностью и качеством двухслойной защитной оболочки. Для этого используется запатентованная смесь ПАВ и полимеров (табл. 4.31). Несмотря на новизну концепции и сравнительную сложность технологии, APHRONICS™ сравнительно легок в приготовлении и использовании, содержит небольшое число компонентов, во многом напоминая систему FLO-PRO™. В качестве первого приближения APHRONICS™ можно рассматривать как FLO-PRO, где в качестве кольматирующего материала вместо карбоната кальция используются микропузырьки воздуха (табл. 4.32).
340