Инженерно-геологическая классификация буровые растворы для бурения

Отечественный и зарубежный опыт показывает, что только высокое качество буровых растворов позволяет наиболее полно использовать технические возможности долот и забойных двигателей, улучшить срок их службы, повысить скорость бурения, улучшить качество вскрытия продуктивных пластов, сократить затраты на борьбу с осложнениями и снизить стоимость бурения в целом [1-7]. При бурении скважины растворы выполняют множество различных функций, такие как:

• -    перенос энергии от насоса к забойному двигателю;

• -    размыв породы на забое скважины (гидромониторный эффект);

• -    отвод тепла от долота на забое скважины;

• -    предотвращение проникновения в ствол газа, нефти и воды из пластов, образующих стенки скважины;

• -    удержание частиц вырубленной породы;

• -    сохранение целостности стенок скважины, сложенных слабосцементированными породами;

• -    уменьшение проницаемости стенок скважины;

• -    уменьшение трения бурильных и обсадных труб о стенки скважины и т.п.

Цель исследования: исследовать назначение буровых растворов и химические реагенты для их приготовления. При написании контрольной работы были использованы следующие методы и приемы: монографический метод, ретроспективного анализа, группировки и т.д [812].

Классификация буровых растворов. Буровые растворы. Класс бурового раствора Тип бурового раствора:

• 1.    Глинистые и меловые растворы общего назначения

• 2.    естественные      пресные      и      слабоминерализованные

• 3.    средне - и высокоминерализованные нестабилизированные

• 4.    пресные и слабоминерализованные стабилизированные

• 5.    средне - и высокоминерализованные стабилизированные

• 6.    растворы для многолетнемерзлых пород

• 7.    карбонатно-глинистые,

• 8.    Глинистые растворы специального назначения

• 9.    известковые

• 10.    гипсовые

• 11.    хлоркальциевые

• 12.    мало силикатные

• 13.    калиевые

• 14.    глицериновые

• 15.    малоглинистые

• 16.    недиспергирующие малоглинистые

• 17.    Без глинистые

• 18.    недиспергирующие

• 19.    полимер солевые

• 20.    растворы электролитов (солей)

• 21.    гидрогели солей

• 22.    Вода Растворы на углеводородной основе

• 23.    известковое - битумные

• 24.    инертные эмульсии

• 25.    Газообразные аэрированные пены

• 26.    воздух

  Ни один из известных буровых растворов не отличается универсальностью, т.е. не может успешно выполнять все перечисленные функции одновременно, поэтому применяются различные растворы, отличающиеся составом, свойствами и областью применения. Существует множество различных классификаций буровых растворов, каждая из которых имеет свои преимущества и недостатки [14-19]. То же самое можно сказать и о названиях растворов, которые многие авторы определяют по типу вводимого полимера или понизителя вязкости, например, полимер глинистый, лигносульфонатный и т.д., что совершенно не оправдано, так как они входят в состав большинства растворов на водной основе. Поэтому целесообразно название раствора определять по его наиболее характерному признаку, отражающему наличие специальных добавок, позволяющих успешно бурить в осложненных условиях. Автором в конце 1970-х годов разработана простая классификация, которая понятна даже малоопытным специалистам, несвязанным с буровыми растворами, и которая показана. Как видно из приведенной классификации, в первом классе буровых растворов общего назначения сгруппированы растворы, оказывающие примерно одинаковое влияние на механическую скорость

нестабилизированные

бурения и проходку на долото, второй класс представлен, в основном, глинистыми растворами ингибированного типа и т.д. Ниже кратко описаны условия эксплуатации, состав, наиболее оптимальная область применения и методы регулирования параметров буровых растворов.

Параметры растворов. Условная вязкость Т - характеристика гидравлического сопротивления бурового раствора прокачиванию -продолжительность в секундах истечения 500 см³ бурового раствора из залитых в стандартную воронку 700 см³. Перед изменением раствор должен быть интенсивно перемешан для разрушения структуры. При от отбое раствора непосредственно из желоба и незамедлительном измерении перемешивание не требуется.

Продолжительность истечения воды из вискозиметра - водяное число , равное 15 с. Большая величина свидетельствует о засорении трубки и необходимости очистки, меньшая - о непригодности прибора.

Показатель фильтрации бурового раствора Ф измеряется в мл и характеризует способность бурового раствора отфильтровать через стенки ствола скважины жидкую фазу под влиянием перепада давления и образовывать фильтрационную корку различной проницаемости.

Содержание песка характеризует степень загрязнения бурового раствора грубодисперсными фракциями различного минерального состава. Песком П считается все грубодисперсные частицы, находящиеся в буровом растворе, независимо от их происхождения. Отмытый песок ОП -это только песчаные частицы, не способные распускаться в воде.

Фильтрат буровых растворов анализируют, для чего его набирают путем отфильтровывания с помощью воронки Бюхнера (вакуумная фильтрация), снабженной бумажным фильтром [15]. Для химически обработанных растворов диаметр фильтра вследствие малой водоотдачи их должен быть не менее 75 мл. Содержание водорастворимых солей определяют приближенно, т.к. в эту величину включается содержание едкого натра и органических регентов.

Химические реагенты для приготовления буровых растворов. Химические реагенты впервые начали применять в 30-х годах XX века. В настоящее время в России выпускается постоянно или периодически около 150 материалов и реагентов, часть из которых производится специально для бурения, крепления и испытания скважин. Остальные поставляются другими отраслями промышленности или являются отходами производства (для сравнения в США выпускается около 800, Канаде около 600 наименований материалов и химреагентов). Все химические реагенты разделяют по наиболее распространенным группам:

• •    по действию на свойства буровых растворов: понизители фильтрации, вязкости, пептизаторы, структурообразователи, пеногасители и т.д.;

• •    по отношению к действию солей: солестойкие и несолестойкие;

• •    по отношению к действию температуры: термостойкие и нетермостойкие (до 50°С)

• •    Реже применяются понятия - термосолестойкие и нетермосолестойкие, органические, неорганические и элементоорганичес-кие и т.д.

• •    Все предлагаемые классификации применяемых в бурении химреагентов либо условны, либо не имеют практической значимости. Так некоторые понизители фильтрации снижают вязкость и структурномеханические свойства, а понизители вязкости - фильтрацию (частично), одни усиливают смазочное действие нефти, другие - наоборот и т.д [17].

Понизители фильтрации. Большинство понизителей фильтрации относится к полимерам с достаточно гидрофильной поверхностью, представляющих собой анионоактивные полиэлектролиты природного (крахмал, смолы), полусинтетического (производные крахмала и К. МЦ) и синтетического (акрилаты) происхождения, обладающие в жидком виде псевдопластичными (тиксотропными) свойствами, т.е. при увеличении сдвигаемых напряжений происходит снижение вязкости. Макромолекулы веществ, состоящие из многочисленных элементарных звеньев (мономеров) одинаковой структуры называются полимерами, а из разнородных звеньев - сополимерами. При этом их атомы связаны прочной химической (ковалентной) связью, а молекулярная масса составляет от 5000 до 1000000 и более.

Реагенты на основе акриловых полимеров. Гипан - гидролизованный полиакрилонитрил - впервые применен в 1949 г. (США), в России в 1961 г. для снижения фильтрации пресных, известковых, слабоминерализованных растворов. При получении гипана выделяется запах аммиака, отсутствие которого предопределяет проверку качества гипана в лабораторных условиях. Гипан представляет собой вязкую темно-желтоватую жидкость 8-10% -ной концентрации с плотностью 1.05-1.07 г/см³, рН = 12 и более или порошок желтоватого, кремового или розового цвета с влажностью 10%, который можно применять в товарном виде или в виде раствора 10% -ной концентрации [18]. Гипан совместим с другими понизителями фильтрации, при этом эффективность комбинированной обработки значительно выше, чем каждого реагента в отдельности.

Метакрил - 14 (М - 14) представляет собой сополимер метакриловой кислоты и метилметакрилата. Выпускается в виде мелкогранулированного порошка и предназначен для снижения фильтрации пресных, высокоминерализованных, малоглинистых растворов.

Понизители вязкости (пептизаторы). При использовании буровых растворов часто наблюдается рост вязкости и предельного статического напряжения сдвига (ПСНС), в основном, из-за наличия высокого содержания глинистой фазы, электролитов и повышенной температуры, а также дополнительной пептизации глинистых частиц химическим путем, механического диспергирования и образования осадка при связывании ненужных катионов. За рубежом выпускаются понизители вязкости на основе акриловых полимеров с низкой молекулярной массой, устойчивых к температуре до 150°С, причем их расход в 40 раз меньше лигносульфатных разжижителей. Краткая информация о понизителях вязкости изложена ниже.

Лигносульфонат техническийили сульфит-спиртовая барда (ССБ) впервые предложен в 1937 г. (Россия) и является многотонажным отходом целлюлозно-бумажной промышленности, представляющим собой кальциевые, натриевые и аммонийные соли лигносульфоновых кислот. Так как ССБ имеет кислую реакцию, то она может использоваться как регулятор щелочности, а также для предотвращения солевой и температурной флокуляции бентонита. Еще важным назначением ССБ является ее использование для залавки скважин во время капитального ремонта вместо пластовой воды, что позволяет сохранить проницаемость пласта и его нефтеотдачу [19, 20].

Феррохромлигносульфонат ( ФХЛС) получают путем обработки ССБ сернокислым железом и бихроматом натрия; впервые применен в 1955 г. (США). ФХЛС представляет собой порошок коричнево-зеленого цвета, хорошо растворяющийся в воде и предназначен для снижения вязкости и частично фильтрации пресных и среднеминерализованных растворов. ФХЛС затормаживает процесс гидратации глинистых пород, и увеличивает их период набухания, вспенивает буровой раствор при добавке 1% и более. Но главным достоинством ФХЛС является его способность снижать вязкость гипсовых растворов. Ни один из существующих понизителей вязкости не обладает этим свойством.

Декстрин является отходом производства крахмала и представляет собой светло-коричневый порошок, хорошо растворимый в воде. Реагент применяется для снижения вязкости и частично фильтрации пресных и минерализованных буровых растворов при добавке порошкообразного 2%, а в виде водно-щелочного раствора 10: 2, 3-8%.

Регуляторы щелочности. Каустическая сода (гидроксид натрия -NaOH) представляет собой бесцветную, непрозрачную кристаллическую массу плотностью 2.13 г/см3, рН = 16.5, хорошо растворяющуюся в воде, особенно при повышенной температуре, с большим выделением тепла, а также в виде раствора 43-47% -ной концентрации по ТУ 2132-18500203312-99. На воздухе NaOH поглощает влагу и углекислый газ, превращаясь в кальцинированную соду, при этом на поверхности щелочи образуется корка. NaOH применяется с 1929 г. (США) во всех буровых растворах на водной основе, для приготовления химреагентов УЩР, крахмального клейстера, нитролигнина, акрилатов, ССБ и др., а также для снижения растворимости извести в известковых растворах, противодействия коррозии и нейтрализации H2S. Небольшая добавка щелочи (до 0.2% на сух.) вызывает временное диспергирование глинистых частиц, увеличение электрокинетического потенциала и незначительно влияет на вязкость бурового раствора [21].

Гидроксид калия (КОН) представляет собой белые чешуйки или гранулы с плотностью 2.04 г/см, рН = 16.8 в соответствии с ТУ 6-18-50-86. Применяется для повышения рН и частичного носителя иона К+ в калиевых буровых растворах, приготовления химреагентов и жидкости затворения при цементировании ММП.

Для повышения рН применяются также кальцинированная сода, фосфаты (в пресных растворах); известь; бура при температуре 120°С и более; жидкое стекло; органические соединения, например, амины, которые при взаимодействии с поливалентными металлами образуют нерастворимые в воде, но химически активные мыла; оксид магния (MgO) в безглинистых растворах и др.

Ингибиторы термоокислительной деструкции. Термостойким считается буровой раствор, в котором сохраняется полученная ранее менее 10 см3/30 мин. Фильтрация, при его циркуляции в скважине в течение не менее 4-5 суток. Однако при повышенных и высоких температурах, особенно при наличии минерализации, происходит коагуляция и глобулизация глинистых частиц со снижением их гидрофильности, термоокислительная деструкция реагентов, снижение вязкости фильтрата и его высвобождение, что приводит к быстрой порче всех параметров бурового раствора. Для предупреждения этих явлений используются различные способы и в первую очередь применение ингибиторов термоокислительной деструкции.

Хроматы и бихроматы натрия и калия являются натриевыми или калиевыми солями хромовой и бихромовой кислоты и представляют собой порошок желтого (хроматы) и оранжевого (бихроматы) цвета, хорошо растворимые в воде. Они предназначены для повышения стабилизирующей способности защитных реагентов, снижения РН и вязкости буровых растворов и частичного предотвращения глобулизации глинистых частиц при повышенных температурах [22]. Сами по себе хроматы (бихроматы) не улучшают свойства буровых растворов, поэтому обязательными условиями применения хроматов являются наличие в растворе температуры более 70 С и органических химреагентов -восстановителей, которые взаимодействуя с хроматами, способствуют интенсификации процессов обмена и замещения.

Реагенты, связывающие ионы кальция и магния. Карбонат натрия, кальцинированная сода Na 2 C0 3 представляет собой белый мелкокристаллический порошок с р = 2.533 г/см³, рН = 11.2 и применяется, в основном, для удаления агрессивных ионов кальция и магния, попадающих в раствор с пластовыми водами, гипсом, ангидритом и цементом, а также для повышения рН пресных буровых растворов, приготовления некоторых химреагентов, буровых растворов из глин кальциевого типа (пептизатор), увеличения выхода раствора (меняется обменный комплекс) и снижения жесткости воды.

Пеногасители. Основными причинами вспенивания буровых растворов являются:

• •    поступление газа в раствор при разбуривании газовых и газоводонефтяных горизонтов, а также вследствие снижения гидростатического давления на пласт, эффекта поршневания и диффузии;

• •    физико-химическое взаимодействие буровых растворов с различными солями, содержащимися в частицах выбуренных пород или пластовых водах, а также при их обработке пенообразуюшими реагентами, снижающими поверхностное натяжение воды; следует учесть, что ценообразование получается только от свободного (избыпыточного) реагента-пенообразователя, не адсорбированного глинистой (твердой) фазой, причем более интенсивное в минерализованных растворах;

• •    введение порошкообразных материалов;

• •    негерметичность отдельных элементов обвязки насосов;

• •    гидродинамическое несовершенство циркуляционных систем, под которым понимается наличие различных механических возбудителей и турбулизация раствора.

Альфонол-79 ( П-79) представляет собой смесь синтетических высших жирных спиртов, в состав которой входят спирты е длиной углеродной цепи 7-9 атомов. Применяется в качестве пеногасителя пресных и высокоминерализованных буровых растворов при температуре до 90°С и добавке 0.5-1.0% в виде 2% -ного раствора в дизельном топливе, что в пересчете на сухое вещество в 10 раз меньше расхода сивушного масла. Выпускается в виде жидкости с р = 0.83 г/см³ с температурой замерзания - 5°С.

Стеарат алюминия представляет собой смесь синтетических высших жирных спиртов и применяется в качестве пеногасителя пресных и высокоминерализованных растворов при добавке 0.5% в виде 10% -ного раствора в дизельном топливе. Выпускается в виде твердого вещества нефтехимическими предприятиями г. Дзержинска, Нижегородской обл. и г. Салават, Башкортостан

Смазочные добавки. Смазочные добавки предназначены для уменьшения крутящего момента колонны бурильных труб, увеличению стойкости трущихся металлических пар и предотвращению прихватов. Влияние этих добавок на повышение стойкости опор долота заключается в гидрофобизации трущихся поверхностей и ингибировании коррозионных процессов с образованием на поверхности трения смазочных пленок, способствующих устранению микрошероховатостей и снижению удельных нагрузок.

Нефть представляет собой маслянистую жидкость от черного до светло-коричневого цвета со специфическим запахом, которая содержит 83-87% углерода. В качестве смазывающей добавки лучше использовать нефти (впервые применена в 1937 г, США) с нормальной плотностью, малым газовым фактором, малопарафинистую, малосернистую и смолистую[23]. Нефть совместима со всеми буровыми растворами, причем, чем выше его плотность, тем больше потребность в нефти. К недостаткам нефти относятся: высокая температура замерзания (от - 10 до +5°С в зависимости от содержания парафина), низкие противоизносные свойства, недопустимый расход стратегического сырья, высокая пожароопасность.

Графит - кристаллический порошок серебристого цвета, гидрофобен, не растворим в воде. Смазывающий эффект на 50% меньше, чем нефти, а противоизносные свойства также невелики. Однако при комбинации 1% графита и 10% нефти эффект значительно усиливается, чем каждой добавки в отдельности.

Эмульгаторы. Основными эмульгаторами являются мыла жирных, нафтеновых и сульфонафтеновых кислот, анионоактивные и неионогенные ПАВ, смазочные добавки (сульфонол, аловое масло, эмультал, полиэтиленимин и др.). Краткая информация об эмульгаторов изложена ниже.

Сульфонол НП-1 - представляет собой синтетическое ПАВ, анионоактивного типа в виде порошка, хорошо растворим в воде с образованием обильной пены и в нефти, а в растворе NaCl с концентрацией больше 12% и в пластовой воде выпадает в осадок.

Полиэтиленэмин ( ПЭЙ), представляет собой светло-коричневый порошок кальций-магниевых мыл смеси предельных, непредельных углеводородов и смоляных кислот, включающий свободные оксиды кальция и магния. Изготовляется на основе таллового пека (отход целлюлозно-бумажной промышленности) путем его обработки 50% -пой водной суспензией оксидов кальция и магния. Применяется в качестве эмульгатора буровых растворов (взамен эмультала), а также эффективного флокулянта твердой фазы. ПЭИ выпускает ОАО "Братский ЛПК", г. Братск., Иркутская обл.

Деэмульгаторы. Деэмульгаторы предназначены для разрушения водонефтяных эмульсий и выделения воды из нефти, при этом снижаются вязкость и гидравлические потери. Все деэмульгаторы представляют собой смесь блоксополимеров оксида этилена и пропилена различной молекулярной массы и различного соотношения оксидов в блоке, растворенные в органическом растворителе. Оксифос Б, Б-1, Б-1М представляет собой вязкую непрозрачную жидкость от бесцветного до коричневого цвета с р= 1.065 г/см³, хорошо растворяющуюся в воде, имеет рН 6-8, расход 50-300 г/т. Выпускается ОАО "Химпром", г. Новочебоксарск, Чувашская республика и ОАО "Нефтемаслозавод", г. Оренбург.

Диссолван представляет собой светлую, прозрачную жидкость с р=0.95 г/см с массовой долей активного вещества 65 %, растворим в воде. В товарном виде легко смешивается с нефтью при его расходе 30-200 г/т. Водные растворы 0.5-3% -ной концентрации не реагируют с солями, слабыми щелочами и кислотами. Расход диссолвана как эмульгатора в растворах на водной основе составляет 0.1-0.5 %. Реагент относится к неионогенным ПАВ, пожароопасен, выпускается в Германии.

Поверхностно-активные вещества. По названию веществ можно сразу определить место, где они себя проявляют - на поверхности фаз. ПАВ называются вещества, способные снижать поверхностное натяжение на границе жидкой пли твердой поверхности раздела фаз, вследствие их положительной адсорбции, а также капиллярного давления в порах пласта.

По содержанию гидрофильных групп и химическим свойствам ПАВ подразделяется на 2 класса: ионогенные и неионогенные.

Неионогенные ПАВ применяются для сохранения проницаемости при вскрытии продуктивных пластов, в качестве гидрофобизаторов глинистых пород и гид-рофилизаторов кварца, эмульгаторов нефти, и деэмульгаторов воды, повышения термостойкости химреагентов и буровых растворов, понизителя твердости горных пород при промывке водой и карбонатно-глинистыми растворами.

Итак, на основе всего выше изложенного можно говорить о том, что данная тема является актуальной, т.к. буровые растворы используются в самых разнообразных горно-геологических условиях, при этом на их физико-механические свойства оказывают влияние порознь или совместно температура, давление, электролиты, стабильность, контракция, скорости сдвига, режим течения и др. Поэтому точно описать или исследовать поведение буровых растворов в скважине практически невозможно, так как их свойства меняются даже в течении одного цикла циркуляции.