vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Рис. 6.2. Схематическое изображение состояний взвесей глины Ориентация отдельных пластин типа грань к грани приводит в результате к

агрегированному раствору (рис. 6.2, б). Объединение ведет к уменьшению вязкости и предельного статического напряжения сдвига.

В флокулированном растворе связь типа ребро к грани можно расщепить с помощью химического разжижителя. Полученная в результате суспензия описывается как дефлокулированная (рис. 6.2, г).

ИНЕРТНЫЕ ФРАКЦИИ БУРОВОГО РАСТВОРА

Инертные фракции бурового раствора включают твердую фазу с низкой и высокой плотностью. В твердую фазу с низкой плотностью входит песок и кремнистый сланец. Фазу с высокой плотностью добавляют для увеличения плотности бурового раствора. Ее также называют утяжелителем, а буровой раствор, содержащий такую фазу, называется утяжеленным. В настоящее время применяют следующие твердые фазы с высоким удельным весом.

Барит (или сульфат бария BaS04) имеет плотность 4200 кг/м3 и используется для приготовления буровых растворов плотностью выше 1190 кг/м3.Барит предпочтительнее других утяжелителей вследствие его чистоты и низкой стоимости.

Сульфиды свинца типа галенитов применяют как утяжелители вследствие их высокой плотности (6500—7000 кг/м3), что дает возможность готовить буровые растворы плотностью до 4160 кг/м3.

Железные руды имеют плотность 5000 кг/м3, они в большей степени подвержены эрозии, чем другие утяжелители, и, кроме того, содержат токсичные вещества.

ХИМИЧЕСКИЕ РЕАГЕНТЫ

Химические реагенты используют для регулирования вязкости, ПНС, предельного статического напряжения сдвига и водоотдачи.

Можно выделить два типа химических добавок: разжижители и загустители.

Снижение вязкости бурового раствора

Разжижители (понизители вязкости) бурового раствора действуют по принципу уменьшения вязкости, разрывая связи глинистых пластин в ребрах и гранях. Затем понизитель вязкости сам присоединяется к глинистым пластинам, препятствуя действию сил притяжения между слоями. Ниже приведен перечень наиболее широко применяемых разжижителей.

Фосфаты включают тетрафосфат натрия и пирофосфат натрия. Они подходят для любого значения рН, по имеют температурное ограничение (79 °С).

Хромлигносульфонат (ХЛС)— наиболее часто используемый понизитель вязкости, однако он разлагается при температуре 149 °С. Это химическое вещество обладает способностью дефлокулировать и диспергировать глинистые частицы, таким образом снижая вязкость, ПНС и водоотдачу. Дефлокуляция достигается присоединением хромлигно сульфоната к распавшимся краям глинистых пластин. Это снижает силы притяжения между слоями глины и дает в результате раствор уменьшенной вязкости и ПНС.

Лигниты разлагаются при температуре 177 °С. Их можно применять в качестве реагентов для регулирования водоотдачи.

Поверхностно-активные вещества (ПАВ) способствуют разжижению бурового раствора и снижению водоотдачи. Их можно использовать так же, как эмульгаторы (буровые растворы на нефтяной основе).

Повышение вязкости бурового раствора

Имеются следующие загустители бурового раствора.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Известь или цемент, которые могут применяться для загущения или для увеличения вязкости бурового раствора. Увеличение вязкости вызывается, главным образом, флокулированием глинистых пластин, возникшим в результате замещения катионов Na+ катионами Са++.

Полимеры — это химические вещества, состоящие из крупных молекул, которые включают многократно повторяющиеся небольшие звенья (мономеры). Полимеры используют для регулирования фильтрации, изменения вязкости, флокуляции и стабилизации глинистых сланцев.

Добавки полимеров в буровой раствор незначительно влияют на содержание твердой фазы в растворе.

Полимерные буровые растворы обладают высокой разжижающей способностью при больших скоростях сдвига, например, в бурильной трубе или в долоте. Такое разжижение снижает вязкость раствора, что, в свою очередь, снижает потери давления на трение в долоте и внутри труб. Следовательно, большая часть имеющейся

гидравлической мощности расходуется у долота, в результате чего получают более высокие механические скорости бурения и лучшую очистку забоя.

Некоторые полимерные буровые растворы также характеризуются невосприимчивостью к загрязнению солью, цементом и гипсом.

Можно выделить три типа полимеров.

1.Разбавители, наполнители, которые включают поли-акрилат натрия (торговая марка «Бенекс»), который повышает вязкость вследствие флокулирования бентонита.

2.Коллоидные полимеры,' которые включают натриевую КМЦ, КМОЭЦ и крахмал. КМЦ—это анионный полимер, полученный в результате обработки целлюлозы каустической содой, а затем монохлор-ацетатом. Относительная молярная масса КМЦ колеблется от 50 000 до 400 000.

КМОЭЦ получают с помощью аналогичного процесса, что и КМЦ, но после каустической соды вводят окись этилена. Ее основное преимущество—способность гидратировать во всех типах соленых вод.

Крахмал [1] получают в основном из кукурузы или картофеля и желатинизируют под действием тепла и НС1, затем окончательно высушивают и измельчают. Относительная молярная масса крахмала может достигать 100 000. Крахмал используется для увеличения вязкости и регулирования фильтрации. Последнее свойство объясняется набуханием частиц крахмала в воде и образованием губчатых мешков [II], вклинивающихся в отверстия глинистой корки, что в результате приводит к значительно меньшей водоотдаче. Основной недостаток крахмала — то, что на него пагубно воздействуют бактерии при низких значениях рН.

3.Длинноцепочечные полимеры. Они включают полимер ксантановой смолы, который представляет собой водо-растворимый биополимер, полученный в результате воздействия бактерий на карбогидраты [9] и имеющий молекулярный вес 5000000. При температурах выше 149 °С на полимер действует бактерии.

Основное преимущество полимера ксантановой смолы — получение с его помощью вязкого раствора в пресной, морской и соленой воде без использования других добавок. Можно дополнительно увеличить вязкость «сшиванием» молекул полимера путем добавления 0,3 кг хлорида хрома на 1 кг биополимера [9]. Этот полимер обеспечивает высокое , но кратковременное * Термин «коллоид» происходит от греческого слова, обозначающего «клей»

[5].предельное статическое напряжение сдвига, благодаря чему буровой раствор удерживает частицы выбуренной породы в виде взвеси во время, когда раствор не циркулирует. Раствор этого полимера можно приготовить из любого типа воды, он обладает устойчивостью к загрязнению ангидритом, гипсом и солью.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Поскольку полимеры —это специально приготовленные химические реагенты, они обходятся дороже, чем бентонит и другие вещества. Кроме того, полимеры не повышают содержание твердой фазы в растворе и, таким образом, не увеличивают его плотность. Плотность полимерных растворов не превышает 1560 кг/м3.

ТИПЫ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ НА ВОДНОЙ ОСНОВЕ

Ниже дается краткий обзор наиболее широко применяемых типов растворов на водной основе. Подробную информацию по этому вопросу можно получить в работах [3, 4, 10,

II].

Чистая вода

Для бурения пластов с почти нормальным давлением, сложенных крепкими компактными породами, можно использовать пресную воду и насыщенный рассол.

Естественный буровой раствор

Такой раствор получают, закачивая воду в скважину в процессе бурения, где она реагирует с пластами, содержащими глины и сланцы. Вода растворяет глины и возвращается на поверхность в виде бурового раствора. Этот раствор характеризуется высокой водоотдачей и позволяет получать толстую глинистую корку.

Кальциевые буровые растворы

Набухание и гидратацию глин и сланцев можно в значительной степени снизить, применяя кальциевые буровые растворы. Эти растворы более эффективны, чем растворы на пресной воде, при разбуривании массивных участков гипса и ангидрита, так как они не восприимчивы к загрязнению кальцием.

При добавлении кальция в суспензию бентонита в воде катионы кальция замещают катионы натрия на пластинках глин. Поскольку катионы кальция более крепко связаны с поверхностями слоев глин по сравнению с катионами натрия, пластинки стремятся к большему взаимному притяжению и глинистая структура слипается, образуя агрегаты. Обычно гидратация глин уменьшается с увеличением концентрации катионов кальция. При 15 %-ной концентраций кальция в воде Набухание глин уменьшается на 50 %.

Таким образом, при контакте кальциевого бурового раствора с пластами, сложенными глинистыми сланцами, набухание глин в значительной степени уменьшается вследствие наличия катионов кальция. Кроме того, в их присутствии значительно снижается дезинтеграция выбуренной породы.

Основное преимущество кальциевых буровых растворов— их способность содержать высокую концентрацию выбуренной породы без изменения вязкости.

Кальциевые буровые растворы классифицируют по содержанию (%) в них растворимого кальция.

Известковый буровой раствор. Этот раствор содержит до 12 % растворимого кальция. Его готовят, смешивая бентонит, известь—гидроокись кальция Са(ОН)2, разжижитель, каустическую соду и органические добавки для регулирования водоотдачи. Известь обеспечивает содержание пассивирующих ионов (Ca++) в растворе.

Гипсовый буровой раствор. Этот раствор содержит до 1200 % растворимого кальция. Он аналогичен известковому раствору, за исключением того, что здесь известь заменена гипсом (сульфатом кальция). Гипсовые буровые растворы обладают также большей устойчивостью по сравнению с известковыми.

Лигносульфонатные буровые растворы

Считают, что этот тип бурового раствора надо применять в следующих случаях: а) когда требуются буровые растворы высокой плотности (>1680 кг/м3); б) работая при бурении с умеренно высокими температурами (121—149 °С);

в) при высокой концентрации выбуренной породы, поваренной соли, ангидрита, гипса; г) если необходима низкая водоотдача.

Лигносульфонатные буровые растворы состоят из пресной или соленой воды, бентонита, ХЛС и феррохромлигносульфоната (ФХЛС), каустической соды, КМЦ или стабилизированного крахмала. Можно использовать также лигнит, нефть, смазки, ПАВ.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Этот тип раствора не пригоден для разбуривания интервалов глинистых сланцев вследствие адсорбции воды из раствора глинистыми поверхностями, что приводит в конечном счете к осыпанию горной породы в интервале. Основной недостаток раствора такого типа — его отрицательное воздействие на проницаемость пласта. Глины из продуктивных зон диспергируют в присутствии лигносульфоната, вызывая свободное перемещение глинистых пластов и блокирование пор продуктивной зоны. По этим причинам этот буровой раствор сейчас редко применяют.

Хлоркалиевые полимерные буровые растворы

Ниже приведены основные компоненты хлоркалиевых полимерных растворов: пресная или морская вода; КСl; пассивирующий полимер; полимер, повышающий вязкость (типа полученного с помощью бактерий ксантана); стабилизированный крахмал или КМЦ; каустическая сода или КОН; смазки и т. п.

Такие растворы пригодны для разбуривания интервалов глинистых сланцев благодаря их свойствам, исключающим осыпание сланцев, в состав которых входят КС1 и пассивирующие полимеры. Устойчивость солей КС1 сланцев объясняется замещением ионов натрия в глинистых сланцах ионами калия, имеющими более крепкие атомные связи. Пассивирующий полимер — это анионный полимер, который связывается с положительно заряженными краями сланца и препятствует его контакту с водой.

Растворы этого типа используют для бурения потенциально продуктивных песков (углеводородных зон), где пресная вода отрицательно влияет на проницаемость. Вследствие низкого содержания твердой фазы такие буровые растворы часто называют недиспергированными.

В связи с обеспечением низкой концентрации твердой фазы таких растворов требуются эффективные песко- и илоотделители, с помощью которых удаляют очень мелкие выбуренные частицы.

Преимущества данного бурового раствора следующие:

разжижающая способность раствора со значительным сдвигом, облегчающая удаление песка с помощью вибросита, песко-и илоотделителей; высокое значение ПНС; большая устойчивость ствола скважины;

хорошая гидравлическая характеристика долота и уменьшение потерь давления циркуляции.

Недостатком является неустойчивость при температурах выше 121 °С.

Насыщенные солью буровые растворы

Это растворы, в которых водная фаза насыщена хлоридом натрия. Нормально концентрация соли превышает 315000% [11.] Этот раствор пригоден для разбуривания соляных куполов и интервалов, так как он

препятствует расширению ствола скважины, что отмечалось при использовании буровых растворов на пресной воде. В сочетании с полимером такой раствор может применяться с целью снижения набухания бентонитовых глинистых сланцев.

Насыщенный солью буровой раствор состоит из пресной воды, рассола или морской воды; поваренной соли (NaCl); заключенного в капсулу полимера; КМЦ или крахмала. Этот тип бурового раствора характеризуется низким допуском для высоких концентраций твердой фазы с малой плотностью (например, бурового шлама) и большой потребностью в добавках, снижающих водоотдачу.

БУРОВЫЕ РАСТВОРЫ НА НЕФТЯНОЙ ОСНОВЕ

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Буровые растворы на нефтяной основе представляют собой эмульсии воды в нефти, в которых нефть или дизельное топливо является диспергирующей фазой, а вода— дисперсной. Эти растворы иногда называют обращенными (инвертные) эмульсиями, поскольку капельки воды эмульгируют в диспергирующей фазе нефти. Стойкие эмульсии—такие, в которых диспергирующая фаза — вода, а дисперсная — нефть. Вода используется для придания эмульсии требуемых свойств прочности геля и суспензии барита. Вода и нефть эмульгируются с помощью подходящих эмульгаторов типа мыл или перемешиванием. В качестве эмульгаторов используют мыла, приготовленные из одновалентных ионов, например натрия (Na+), или двухвалентных, например кальция (Са++). Молекула натриевого мыла имеет два конца — натриевый конец, который растворим в воде, и противоположный, составленный из большой органической группы, растворимой в нефти [II]. Молекулы мыла соединяют поверхности раздела нефти и воды, в результате чего образуется стойкая эмульсия [II]. Кальциевые мыла включают две большие органические группы, соединенные с центральным ионом кальция (Са --), растворимым в воде. При смешении этих двухвалентных мыл с водой и нефтью получают обращенные эмульсии.

Перемешивание необходимо, чтобы разбить воду на мелкие капельки, которые могут легко диспергироваться в нефтяной фазе. Соотношение нефть—вода определяет конечные свойства эмульсии и ее стойкость. Обычно более значительные соотношения нефть—вода дают повышенные сопротивления загрязнению и термостойкость [II].

Буровые растворы на нефтяной основе применяют для бурения скважин, в которых возможно разбухание сланцев, а также для уменьшения осложнений, связанных с вращением и затяжкой бурильной колонны в искривленных скважинах. Буровые растворы на нефтянойоснове более стабильны при высоких температурах, чем растворы на водной основе.

С точки зрения заканчивания скважины нефть является превосходным буровым раствором, поскольку она не вызывает нарушения эксплуатационных качеств продуктивных зон и, таким образом, сохраняет естественную проницаемость призабойной зоны пласта, фильтрат буровых растворов на водной основе может пройти в пласт на несколько сантиметров и снизить естественную проницаемость пласта.

Ниже указаны основные недостатки буровых растворов на нефтяной основе: а) загрязнение среды (особенно при морском бурении); б) воспламеняемость, которая может привести к аварии;

в) удаление бурового шлама из бурового раствора на нефтяной основе обычно вызывает больше затруднений, чем из раствора на водной основе вследствие высокой пластической вязкости эмульсии [10]; г) труднее проводить электрокаротаж при использовании буровых растворов на нефтяной основе [10].

ЭМУЛЬСИОННЫЕ БУРОВЫЕ РАСТВОРЫ

Эмульсионные буровые растворы (или стойкие эмульсии)— это растворы, в которых вода является диспергирующей фазой, а нефть —дисперсной. Нефть добавляют для увеличения механической скорости бурения, снижения водоотдачи, улучшения смазывающей способности, уменьшения возможных поглощений бурового раствора, а также затяжек колонны в направленных скважинах. В нефтеэмульсионном буровом растворе содержится 5—10%, нефти по объему [II]. Эмульсию можно приготовить с помощью эмульгаторов типа натриевого мыла, как описано выше.

ОСНОВНЫЕ ПАРАМЕТРЫ БУРОВОГО РАСТВОРА Ниже приведены основные параметры бурового раствора.

ПЛОТНОСТЬ БУРОВОГО РАСТВОРА

Плотность бурового раствора рт определяется как отношение массы данной пробы бурового раствора к ее объему. Плотность зависит от количества твердой фазы в буровом растворе.

Плотность бурового раствора можно определить по формуле:

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

где Mw, Ms—масса воды (или нефти) и твердой фазы соответственно; У„„ Vs—объем воды (или нефти) и твердой фазы. Из уравнения (6.3) видно, что плотность бурового раствора может быть увеличена и быть выше плотности воды, если добавить вещество (обычно твердую фазу) с большей плотностью, чем у воды. Меньшую плотность раствора можно получить, добавив в него нефть, или с помощью аэрации жидкой фазы. Плотность бурового раствора измеряют на буровой с помощью рычажных весов. Стальную кружку заполняют свежеотобранной пробой бурового раствора и затем взвешивают на рычажных весах. Плотность бурового раствора выражается в кг/м3.

РЕОЛОГИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА БУРОВОГО РАСТВОРА

Наиболее важными реологическими свойствами бурового раствора являются пластическая вязкость, ПНС и прочность геля.

Пластическая вязкость Вязкость—свойство, которое определяет величину напряжения сдвига, возникающего при

скольжении одного слоя раствора над другим. Это мера трения между слоями раствора, которая равна единичной силе сдвига между слоями данной жидкости (флюида). Вязкость существенно зависит от температуры: для жидкостей она снижается с увеличением температуры, для газов, наоборот. Основные характеристики вязкости буровых растворов детально описаны в гл. 5.

Поскольку вязкость зависит от скорости движения и структуры потока (ламинарного или турбулентного) абсолютную или эффективную вязкость измерить трудно. Инженера-буровика интересуют только изменения вязкости восходящего потока бурового раствора, так как эти изменения непосредственно влияют на удаление шлама и на гидравлические потери в кольцевом пространстве, которые, в свою очередь, определяют фактическое гидростатическое давление в скважине.

На практике для описания потока флюидов используют две модели: пластическая модель Бингхема и модель степенного закона.

В пластической модели Бингхэма (см. гл. 5) эффективная вязкость восходящего потока бурового раствора может определяться по следующей формуле:

e (PV ) 2874 / 48000(Dсск Dн)(YP) / v

где μе—эффективная вязкость (теоретическая); PV—пластическая вязкость или вязкость Бингхэма, определенная по вискозиметру; YP—ПНС; Dcкв — диаметр скважины; Dн—на- ружный диаметр бурильной трубы; v—средняя скорость восходящего потока в кольцевом пространстве.

Для модели степенного закона эффективная вязкость восходящего потока бурового раствора выражена следующим образом:

где К и п—показатели модели степенного закона τ=Κ(γ)n, n=3,32 lg (θ600/θ300)— показатель поведения потока; К= =0зоо/(511)"—показатель консистенции; Эеоо— показания вискозиметра при 600 и 300 об/мин.

Пластическую вязкость и ПНС измеряют с помощью вискозиметра (рис. 6.3). Этот прибор состоит из двух цилиндров:

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

наружного неподвижного и внутреннего подвижного. Свежую пробу бурового раствора помещают в цилиндрический контейнер, в котором головка прибора погружена _до отметки. Вращение поворотной втулки передает крутящий момент внутреннему цилиндру (маятник). Поворот внутреннего цилиндра ограничен высокопрецизионной пружиной кручения и отклонение последней регистрируется на шкале прибора. Для определения пластической вязкости и ПНС ротор должен вращаться со скоростью 600 об/мин, при этом используют установившееся показание шкалы 9боо. Аналогично снимают показания Озоо при скорости 300 об/мин. Константы прибора установлены так, что пластическую вязкость и ПНС можно определить по следующим уравнениям: PV=06oo—Озоо, УР=9зоо—(PV).

В промысловых условиях вязкость можно измерять также с помощью вискозиметра Марша. Такие замеры основаны на принципе, что густой (вязкий) буровой раствор течет медленнее, чем жидкий, и обычно используются для анализа изменений вязкости циркулирующего раствора. Вязкость по вискозиметру Марша легко определить, что дает прогнозы на начальных стадиях о потенциальных осложнениях, связанных с флюидами. Однако установленные таким образом значения вязкости не могут использоваться для количественного анализа. Чтобы определить вязкость по вискозиметру Марша, воронку заполняют полностью (1500 см3) свежей пробой бурового раствора и отмечают время (с) истечения жидкости объемом 950 см3. Это время принимается как вязкость по вискозиметру Марша.

Обычно используют время истечения раствора в емкость объемом 950 см3. Время истечения показывает относительное значение статической вязкости, которое обычно выше пластической вязкости.

Рис. 6.3. Устройство для измерения вязкости, ПНС и прочности геля — вискозиметр [6]: 1— схема измерителя: 1 — пружина, 2— диск, 3 — ротор. 4 — маятник; б — общий вид

Рис. 6.4. Зависимость изменения объема истечения жидкости при различном объеме раствора в воронке от времени:

/, 2, 3 — объем бурового раствора в воронке соответственно 500, 1000 и 1500 см'. Плотность раствора 1160 кг/м3

Вязкость по вискозиметру Марша в значительной степени зависит от скорости гелеобразования и плотности, которая изменяет гидростатический напор столба раствора в воронке [I]. На замеры в значительной степени влияет изменение объема истечения раствора (рис. 6.4).

Предельное напряжение сдвига (ПНС)

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Предельное напряжение сдвига—это мера сил притяжения между частицами бурового раствора, вызванных наличием положительных и отрицательных зарядов на их поверхностях, или мера сил, вызывающих гелеобразование раствора после того, как он становится неподвижным. ПНС непосредственно влияет на текучесть раствора, которую можно сравнить с текучестью металлов, так как должен быть обеспечен минимальный уровень напряжения (напряжения, возникающего при текучести) прежде, чем произойдет деформация раствора.

Пример 61. Даны следующие параметры: 6воо=36-10-3 Па-с, 9зоо= =24-Ю-3 Па-с, диаметр скважины 2)скв=311 мм, диаметр бурильных труб Он==127 мм, расход раствора Q=37,8 л/с, глубина скважины fc= =2164 м, наружный диаметр утяжеленных бурильных труб Дувт =203 мм, длина 2-увт =189 м, плотность бурового раствора р=1200 кг/м3. Скважина не обсажена.

Требуется определить: эффективную вязкость (Ае, бурового раствора с помощью модели Бингхэма и модели степенного закона и эквивалентную плотность ре восходящего потока бурового раствора для модели Бингхэма.

Решение. 1. Определяем эффективную вязкость раствора для пластической модели Бингхэма, для чего находим:

пластическую вязкость

предельное напряжение сдвига (ПНС)

среднюю скорость потока

При этом по уравнению (6.4)

2. Определяем эффективную вязкость раствора для модели степенного закона, для чего находим показатели степенного закона:

По уравнению (6.5) находим

3. Определяем эквивалентную плотность восходящего потока бурового раствора. В процессе циркуляции жидкости результирующее давление на забой скважины равно сумме гидростатического и перепада давления в кольцевом пространстве. Это давление определяется как динамическое в отличие от статического давления бурового раствора на забой.

Таким образом, динамическое давление равно сумме гидростатического давления (Н.) и перепада давления в кольцевом пространстве (Ара).

Кроме того, можно записать соотношение

где g—ускорение свободного падения. Теперь можно найти

Потери давления в пространстве между стенками скважины и колонной бурильных труб определим по формуле (5 25)

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

где Lc — длина колонны бурильных труб; Ос — средняя скорость потока бурового раствора.

Подставляя числовые значения, получаем

Аналогично определяем потери давления в пространстве между стенками скважины и утяжеленными бурильными трубами-

где г-увт—длина секции утяжеленных бурильных труб; оувт—средняя скорость потока бурового раствора в кольцевом пространстве между УБТ и стенками скважины,

Подставляя числовые значения, получаем

Общие потери давления в кольцевом пространстве

а динамическое давление в скважине

Теперь из уравнения (6 7) находим эквивалентную плотность бурового раствора

Прочность геля

Прочность геля — это мера способности бурового раствора образовывать и сохранять загущенную структуру. Она аналогична сопротивлению сдвигу и определяет способность бурового раствора удерживать твердые части во взвешенном состоянии. Прочность геля также определяет тиксотропные свойства раствора и, следовательно, вязкость неподвижного бурового раствора. Тиксотропия обозначает свойство суспензии флюида типа бурового раствора образовывать непрочную структуру в состоянии покоя и принимать жидкое состояние во время движения.

Прочность геля бурового раствора можно определить по вискозиметру (см. рис. 6.3). Пробу бурового раствора встряхивают с большой скоростью и затем оставляют в покое 10 с или 10 мин. В качестве значения прочности геля обычно берется показание вращающего момента 3 об/мин. В качестве значений начального статического напряжения сдвига (СНС) и статического напряжения после 10 мин покоя используют соответственно два показания—одно после 10 с, а другое после 10 мин. Прочность геля измеряют в Па.

Фильтрат бурового раствора и глинистая корка

При контакте бурового раствора с пористой породой последняя действует как фильтр, пропускающий жидкость и небольшие твердые частицы и удерживающий более крупные. Жидкость, поглощенная породой, считается фильтратом бурового раствора. Слой твердых частиц, отложившийся на поверхности породы, называется глинистой коркой. Следует заметить, что фильтрация происходит только в том случае, если в направлении породы действует принудительное дифференциальное давление.

Качество бурового раствора зависит от объема фильтрата, поглощенного пластом, толщины и прочности глинистой корки. Объем фильтрата, поглощенного пластом, зависит от величины дифференциального давления и параметров твердой фазы бурового раствора в глинистой корке. Начальный объем фильтрата, поглощенный породой во время образования глинистой корки, называется мгновенным поглощением.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Объем фильтрата и толщину глинистой корки из пробы бурового раствора можно определить с помощью фильтра-пресса (рис. 6.5). Прибор состоит из фильтра-ячейки, установленной в каркасе, источника давления и градуированного цилиндра для приема и измерения объема фильтрата. Фильтр-ячейка состоит из цилиндра с внутренним диаметром 76,2 мм и высотой, как минимум 64 мм [12]. Цилиндр устанавливают так, чтобы источник давления мог удобно входить в него и выходить сверху. В основании ячейки помещают фильтр тонкой очистки, который затем покрывают фильтровальной бумагой. В основании ячейки предусмотрен спускной патрубок для сброса фильтрата.

Свежеотобранную пробу бурового раствора наливают в цилиндр и затем подвергают давлению 689 или 3445 кПа при температуре 93—149 °С.

Объем фильтрата (см^ЗО мин) измеряют, поместив сухой градуированный цилиндр в фильтр-ячейку. Затем измеряют

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Рис. 6.5. Стандартный фильтр-пресс (а) и узел ячейки (б):

/ — Т-образный винт; 1 — отверстие для создания давления, 3 — резервуар для бурового раствора; 4 — корпус; 5 — опорный стержень; б — градуированный цилиндр; 7 — винт; 8 — опора; 9 —

верхняя _крышка; 10 — резиновая прокладка. //—ячейка; 12— фильтровальная бумага; 13 — фильтр; 14 — нижняя крышка;

IS — трубка для фильтрата

объем глинистой корки, отложившейся на фильтровальной бумаге. Корка может быть рыхлой, твердой или плотной [II].

Буровой раствор с высокой водоотдачей особенно нецелесообразен с точки зрения каротажа или добычи. Большая зона внедрения фильтрата бурового раствора ухудшает естественную продуктивность пласта, и для ее восстановления могут потребоваться перфораторы специального типа или несколько промывок кислотой.

Для снижения водоотдачи можно использовать ряд добавок: бентонит, эмульгированную нефть, диспергаторы, КМЦ и крахмал. При использовании крахмала рН раствора должен превышать 11,5, в противном случае на крахмал будут воздействовать бактерии, снижая его способность регулировать водоотдачу. Обычно для предупреждения ферментации крахмала применяют бактерицид.

Идеальный буровой раствор — это раствор, отличающийся небольшой водоотдачей и отлагающий тонкую плотную глинистую корку на поверхностях проницаемых пластов.

Водородный показатель рН

Кислотность и щелочность любого раствора обычно описываются с учетом значения рН, который определяется как отрицательный логаоисЬм солепжяния ионов волопопя ^Н+1 в пяс-

Измерение рН основано на том принципе, что электролитические растворы способны диссоциировать на катионы водорода (Н+) и гидроксильные группы (ОН"). Катионы водорода представляют собой

кислотный компонент раствора, а гидроксильные группы содействуют щелочности раствора. Из этого

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

следует, что добавление веществ, увеличивающих концентрацию Н+, приводит в результате к уменьшению значений рН и, наоборот, добавление веществ, снижающих концентрацию Н+ (т. е. увеличение ОН-) привело бы к увеличению значения рН раствора.

Установлено, что зависимость между концентрациями Н+ и ОН" для большинства растворов постоянна и выражается следующим образом:

Для нейтральных растворов, например, для дистиллированной воды. конпентоаиия Н+ оавна концентоации ОН~. что

Таким образом, можно составить табл. 6.1 для различных концентраций Н+ и ОН~. Водородный показатель бурового раствора играет важную роль в регулировании

растворимости кальция. При высоких значениях рН растворимость кальция очень ограничена, что позволяет применять буровые растворы с высоким значением рН для разбуривания содержащих кальций пластов, которые восприимчивы к размыванию водой.

В качестве добавки, снижающей водоотдачу, используют крахмал. Однако эта добавка чувствительна к бактериальному воздействию при рН<11,5. Таким образом, необходимо тщательно контролировать рН раствора при использовании в качестве добавки крахмала, если не примняется бактерицид.

Кроме того, наблюдали, что буровой раствор может легко флокулировать при значениях рН>11 и рН<8. Для значений рН в диапазоне 8—11 легко стимулировать дисперсию глин.

Значение рН является также важным индикатором для борьбы с коррозией. Необходимо всегда поддерживать минимальное значение рН=7 для предупреждения коррозии обсадных, бурильных труб и т. д.

Классификация растворов по водородному показателю рН приведена в табл. 6.1.

ТАБЛИЦА 6.1 КЛАССИФИКАЦИЯ РАСТВОРОВ ПО ВОДОРОДНОМУ ПОКАЗАТЕЛЮ РН

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Ниже приведены значения рН для некоторых растворов:

РАСЧЕТЫ ПАРАМЕТРОВ БУРОВОГО РАСТВОРА

Вразделе изложены основные способы расчетов параметров бурового раствора в промысловых у

Вбольшинстве случаев ставится задача увеличить или уменьшить плотность бурового раствора. Плотность можно увеличить, добавив твердую фазу, а уменьшить, разбавив его водой, дизельным то или путем аэрирования бурового раствора.

РАСЧЕТЫ УВЕЛИЧЕНИЯ ПЛОТНОСТИ БУРОВОГО РАСТВОРА

Допустим, что Mi, Vi, pi—соответственно масса, объем и плотность исходного бурового раствора. увеличения плотности бурового раствора в него следует добавить твердую фазу. Твердую фазу харак следующие компоненты:

Mz, УЧ, р2 — масса, объем и плотность добавленной твердой фазы.

В результате добавления твердой фазы получим новый буровой раствор, имеющий массу Мз, объем Уз и конечную плотность рз. Отсюда по закону сохранения массы можно записать', что

Уравнение (6.10) справедливо только для твердой фазы, которая не растворяется в воде. Для раств веществ уравнение (6.10) не применяется до тех пор, пока не будет насыщения жидкой фазы, после ч добавление твердой фазы приведет к пропорциональному увеличению объема.

Используя определение плотности и уравнения (6.9) и (6.10), получаем

откуда

или

Член Mz/Vi означает отношение массы утяжелителя, обычно барита, к объему исходного бурового На практике в расчетах используют значения массы барита (кг) и объема (м3) исходного бурового рас

Введем обозначение

Подставляя (6.13) в уравнение (6.12), имеем

После преобразования этого уравнения, получаем следующее соотношение;

Уравнение (6.14) служит основой для большинства расчетов бурового раствора, включая определе твердой фазы, требуемой для повышения плотности бурового раствора от pi до рз. Поскольку началь конечная плотности бурового раствора известны, легко определить значение X.

Для начального объема, составляющего 10 м3, уравнения (6.13) и (6.14) преобразуются в следующ

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

где Мч—масса барита, кг, необходимая для изменения плотности раствора от pi до рз; р2—плотность рз= =4250 кг/м3. Поскольку каждый мешок содержит 42,64 кг, число мешков

Мг ^_ 996,7 (рз-pi) /б ig^ 42,64 4250—рз

В уравнениях (6.17) и (6.18) pi и рз выражены в кг/м3.

Расчет увеличения объема бурового раствора в отстойнике в результате добавления барита

то увеличение объема, обусловленное добавлением барита, равно объему добавленной твердой фазы:

Учтем соотношение

Из уравнения (6.20) найдем:

Подставляя уравнение (6.21) в формулу (6.20), получим:

Для начального объема, составляющего 10 м3, уравнение (6.22) преобразуется к виду:

Пример 6.2. Определить количество барита, требуемого для изменения плотности бурового раствора от 1500 до 2000 кг/м3. Рассчитать увеличение объема бурового раствора в отстойнике, обусловленное добавлением такого количества барита для начального объема бурового раствора 10 м3.

Решение. Исходя из начального объема бурового раствора 10 м3, находим:

Увеличение объема бурового раствора в отстойнике

Увеличение объема можно также определить с помощью уравнения (6.23). Пример 6.3. Определить плотность бурового раствора на водной основе, массовая

доля бентонита в котором составляет 5 %. Плотность бентонита 2500 кг/м3. Решение. Уравнение (6.11) можно записать в виде

В данном случае имеем: масса воды Mi=95%, например 95 кг, а масса бентонита Мг=5 %, или 5 кг. Кроме того, можно записать: объем воды

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Отсюда находим плотность раствора

РАСЧЕТ СНИЖЕНИЯ ПЛОТНОСТИ БУРОВОГО РАСТВОРА

Плотность бурового раствора можно уменьшить, добавив воду или дизельное топливо или аэрируя буровой раствор. В данном разделе приводится расчет объема жидкости, требуемой для того, чтобы снизить плотность от pi до рз.

Пусть

где Мч—требуемая масса воды (или нефти); V\—начальный объем бурового раствора. Следовательно, уравнение (6.14) можно записать в виде

откуда

или