microbik.ru
1 2 ... 9 10
РАЗДЕЛ 7
Промывочные жидкости для строительства скважин
(Составители: Зозуля Г.П., Паршукова Л.А.)

Буровой раствор является важнейшим элементом технологии бурения, определяющим качество строительства скважины, основные технико-экономические показатели бурения и стоимость скважины. Используют в основном следующие виды промывочных жидкостей: глинистые растворы, техническую воду, полимерные и биополимерные растворы, солевые растворы.

К буровым растворам предъявляются ряд требований, которые обуславливают их качество и функциональное назначение. Приоритетность выполнения требований к растворам определяется условиями бурения, однако их общее выполнение должно минимизировать стоимость бурения за счет снижения затрат на повторные обработки раствора реагентами и борьбу с осложнениями, а также вследствие повышения работоспособности породоразрушающего инструмента при обязательном обеспечении качества вскрытия продуктивных пластов и получение требуемой геофизической информации как результат по процессу бурения.

Промывочные жидкости, применяемые для бурения скважин, не только удаляют продукты разрушения из скважин и охлаждают породоразрушающий инструмент, но и обеспечивают предупреждение и ликвидацию осложнений, вскрытия продуктивных пластов и в целом способствует повышению качества буровых работ на нефть и газ.

Применение промывочных жидкостей, свойства которых не соответствуют данным геолого-техническим условиям, может привести к различным осложнениям и авариям, сопровождающимися большими затратами времени и средств.

Важную роль при обработке буровых растворов играют химические реагенты, правильный выбор и рациональное использование которых позволяет получать системы с заданными свойствами.

Приготовление сложных по составу буровых растворов из высококачественного сырья, определение параметров и оперативный контроль их качества в процессе бурения, обработка разнообразными химическими реагентами, требуют глубоких знаний физической и коллоидальной химии, а также опыта и интуиции, формируемых на их основе. Эта задача может быть решена только при хорошем знании методов анализа основных технологических параметров и качества промывочных жидкостей при условии приобретения и закрепления практических навыков их определения.
7.1. Классификация буровых растворов
Буровые растворы делят на типы и группы по составу, свойствам и назначению. По химической природе дисперсионной среды (основы) выделяют две неравнозначные по объемам применения и назначению группы буровых растворов: системы на водной и неводной основе. К первой группе относятся все основные буровые растворы массового применения, ко второй - системы специального применения, главным образом для вскрытия продуктивных пластов и разбуривания хемогенных и чувствительных к воздействию водной фазы терригенных отложений.

По содержанию твердой фазы различают растворы с низким содержанием твердой глинистой фазы (обычно до 7 %) и безглинистые растворы, по плотности - утяжеленные (с добавками специальных порошкообразных материалов высокой плотности) и облегченные (аэрированные).

По характеру воздействия на разбуриваемую породу различают диспергирующие и недиспергирующие (ингибирующие) буровые растворы. В среде первых облегчен распад относительно крупных частиц выбуренной породы или специально введенного в раствор глинистого минерала на более мелкие (коллоидные) частицы. В среде вторых, наоборот, распад крупных частиц на более мелкие затруднен, замедлен или вовсе невозможен.

Распространен принцип деления буровых растворов на группы по химической природе основного (главного) реагента или характерной структурной особенности. Например, выделяют полимерглинистые, лигносульфонатные, гуматные, известково-битумные, хлоркалиевые, гидрогелевые растворы и другие.

Классификация буровых растворов не является строгой и всеобъемлющей. Названия некоторых систем буровых растворов довольно условны и используются по установившейся традиции или по номенклатуре фирм-разработчиков.
7.2. Требования к буровым растворам
Общие требования к буровым растворам любого типа можно сформулировать кратко.

А. Буровые растворы должны обеспечивать высокие технико-экономические показатели бурения. Основные условия выполнения этого требования:

• бурение при максимальной скорости, без аварий и осложнений;

  • высокое качество бурения (устойчивость и близкие к номинальным геометрические параметры ствола скважины),

  • высокое качество вскрытия продуктивного пласта (сохранение природной проницаемости нефтеносной породы в приствольной зоне).

Б. Буровые растворы должны быть безопасны для людей и окружающей природной среды в процессе приготовления, применения и утилизации отходов бурения. Выполнение этого требования - необходимое условие внедрения новых разработок в области технологии буровых растворов.

Конкретные требования к технологическим и гигиеническим свойствам буровых растворов, применяемых в тех или иных геолого-технических условиях бурения, определяются проектной документацией на строительство скважины, а также геологическими, географическими и социально-демографическими особенностями региона, в котором осуществляются буровые работы.
7.3 Основные ингредиенты буровых растворов
Ингредиенты буровых растворов можно разделить на несколько основных групп по назначению.

Дисперсионная среда (основа). Буровые растворы разных типов массового при­менения приготовляют, как правило, на водной основе. Обычно используют природную воду из наземных водоемов и артезианских скважин - как пресную, так и минерализованную; применяют также пластовую и морскую воду. На свойства бурового раствора влияют как общая концентрация растворенных в воде солеи, так и их ионный состав. Особенно важна концентрация солей жесткости (кальция и магния), поскольку не все компоненты бурового раствора сохраняют свои функции в их присутствии. В ряде случаев основой бурового раствора служат рассолы -водные растворы солей с концентрацией от 5 % до насыщения.

Неводную основу используют для приготовления буровых растворов в случаях, когда контакт породы с водной фазой может привести к тяжелым осложнениям бурового процесса или не позволит обеспечить высококачественное вскрытие продуктивного пласта. Большую часть растворов этого типа составляют системы на углеводородной (нефтяной) основе. В настоящее время прослеживается устойчивая тенденция исключить из компонентного состава этой основы соединения ароматического ряда как токсичные и экологически вредные. В последние годы среди экологически безопасных буровых растворов на неводной основе появились системы, в которых дисперсионной средой является синтетическая биологически разлагаемая органическая жидкость, получаемая из натурального жирового сырья.

Глиноматериалы. используются обычно в виде порошков, как структурообразователи в составе большинства промывочных жидкостей на водной основе. Наиболее широко в пресных и слабо минерализованных буровых растворах применяются бентонитовые глины (бентонит). Благодаря высокому содержанию в них монтмориллонита - гидрофильного минерала, набухающего и легко диспергирующегося в воде, - бентонитовые глины в водной среде образуют коллоидно-дисперсные системы, склонные к тиксотропному структурообразованию.

В высокоминерализованной воде бентонит в значительной степени утрачивает свою структурообразующую способность. Поэтому в минерализованных буровых растворах вместо бентонита обычно применяют солестойкую палыгорскитовую глину (палы-горскит).

Наряду с бентонитовым и палыгорскитовым глинопорошками для использования в составе буровых растворов выпускают каолинит-гидрослюдистые глинопорошки. Но структурообразующая способность последних существенно ниже, чем у палыгорскитовых и, особенно, бентонитовых глинопорошков.

Важнейший технологический параметр, по которому судят о качестве глиноматериала, - «выход глинистого раствора», выраженный числом кубометров глинистой суспензии с определенной вязкостью (по отечественным стандартам - 20 МПа·с), полученной из одной тонны глины или глинопорошка. Для бентонитовых глинопорошков разных марок этот показатель может быть в пределах от 2-5 (низкокачественный материал) до 15-20 м3/т (нормы международного стандарта) и выше. Однако выход глинистого раствора из немодифицированного глинопорошка редко превышает 8-12 м3/т; более высокие показатели обеспечиваются введением в глинопорошок модифицирующих добавок кальцинированной соды и других (в том числе полимерных) веществ.

Химические реагенты, используемые для получения и обработки буровых растворов, составляют список веществ и материалов различного состава, происхождения и назначения, насчитывающий сотни наименований. Ниже перечислены важнейшие их группы и приведены в качестве примера наиболее широко применяемые промышленные продукты.

Понизители фильтрации - реагенты и материалы, снижающие потери жидкой фазы бурового раствора вследствие поглощения ее в процессе бурения горной породой, обладающей естественной проницаемостью. Вводимые в буровой раствор понизители фильтрации снижают проницаемость фильтрационной корки. В качестве понизителей фильтрации обычно используют растворимые полимеры и олигомеры анионного и неионогенного типов следующих классов:

  • эфиры целлюлозы (карбоксиметилцеллюлоза, гидроксиэтилцеллюлоза, смешанные эфиры целлюлозы);

  • модифицированные крахмалы, их производные и крахмалсодержащие продукты;

-полиэлектролиты акрилового ряда (разные марки частично гидролизованного полиакрил амида, гидролизованный полиакрилонитрил, различные сополимеры акриловой и метакриловой кислот);

-синтетические высокомолекулярные сульфополиэлектролиты разного химического состава;

-лигносульфонаты, продукты их конденсации и различные композиции на их основе;

- гуматные реагенты на основе различного природного сырья (бурого угля, торфа, сапропеля).

Эффективность действия понизителей фильтрации зависит от условий их применения и взаимодействия с другими компонентами бурового раствора. Совместное использование разнотипных, но совместимых реагентов обычно приводит к усилению их действия при одновременном снижении рабочей концентрации.

Структурообразователи (загустители) - реагенты и материалы, вызывающие увеличение значений реологических параметров буровых растворов: эффективной и пластической вязкости, статического и динамического напряжения сдвига. Поддержание этих показателей на достаточно высоком уровне необходимо для сохранения выносной способности и седиментационной устойчивости бурового раствора, а также для обеспечения заданного гидродинамического режима промывки скважины.

Исторически первый, наиболее доступный и повсеместно применяемый структурообразователь - глина, преимущественно бентонитовый глинопорошок. В современных системах малоглинистых буровых растворов в качестве загустителей часто используют линейные и разветвленные полимеры с высокой молекулярной массой. Наиболее эффективный и уникальный по своим технологическим характеристикам структурообразователь для буровых растворов - ксантан, или ксантановая смола, промышленный продукт микробиологического синтеза. Его применяют в малых онцентрациях в сочетании с реагентами других типов. В качестве структурообразователей для буровых растворов на углеводородной основе используют:

1) органобентонит - бентонитовый глинопорошок, гидрофобизованный путем адсорбционного модифицирования катионным поверхностно-активным веществом, 2) высокоокисленный нефтяной битум (с достаточно высоким содержанием смол и асфальтенов), а также некоторые другие растворимые и диспергируемые в углеводородной среде материалы.

Разжижители (диспергаторы) - реагенты, не допускающие чрезмерного увеличения вязкости и структурных параметров буровых растворов. Загущение буровых растворов, вызываемое обычно избытком дисперсной (особенно коллоидной) фазы, сопровождается увеличением гидродинамического сопротивления движению промывочной жидкости по всему контуру циркуляции. Это требует соответствующего увеличения давления прокачки бурового раствора, что не всегда возможно по техническим причинам. Действие разжижителей основано на ослаблении сил сцепления между частицами дисперсной фазы бурового раствора, имеющих тенденцию к образованию дисперсных структур коагуляционного типа. Для разжижения буровых растворов используют низкомолекулярные вещества разной химической природы: сульфированные полифеноль-ные конденсаты, лигносульфонаты (например, феррохромлигносульфонат - ФХЛС), натриевые соли фосфорных кислот (фосфаты, полифосфаты), фосфоновые кислоты (например, нитрилотриметиленфосфоновая кислота - НТФ) и другие.

Регуляторы концентрации водородных ионов (водородного показателя рН) обеспечивают оптимальный уровень щелочности или кислотности бурового раствора. Многие реагенты (понизители фильтрации, регуляторы реологических свойств раствора) достаточно эффективны только в щелочной среде. Вместе с тем избыток щелочи вреден, так как ведет к разупрочнению и потере устойчивости стенок скважины при разбуривании глинистых пород, снижает эффективность некоторых реагентов, ухудшает коллекторские свойства вскрываемых продуктивных пластов. Обычно для повышения показателя рН в буровые растворы добавляют щелочные реагенты: гидроокись натрия (едкий натр, или каустическую соду), гидроокись калия (едкий кали), карбонат натрия (кальцинированную соду) или гидроокись кальция (гашеную известь).

Ингибиторы гидратации глинистых пород, снижая активность водной фазы или контактирующих с ней пород, замедляют или предотвращают их набухание и гидратационное разупрочнение. Одновременно ингибирующие добавки затрудняют дисперсию частиц бурового шлама, облегчая бурового раствора от выбуренной породы. В качестве ингибирующих компонентов буровых растворов наиболее часто используют хлориды калия, кальция, а также известь и гипс. Применяют также силикаты натрия и калия (жидкое стекло). В числе эффективных ингибиторов - органические водорастворимые вещества, понижающие активность воды (гликоли и полигликоли, глицерин, эфиры), а также диспергируемые в водной среде органические и, особенно, кремний органические гидрофобизаторы. Весьма эффективны и перспективны как ингибиторы гидратации и гидрофобизаторы гидрофильных пород, низкомолекулярные ПАВ и полиэлектролиты катионного типа, то есть соединения, при электролитической диссоциации которых в водной среде адсорбционно активный ион несет положительный заряд. Однако их применение в бурении требует специальных технологических навыков.

Смазочные добавки снижают силы трения на всех поверхностях контакта движущихся или перемещаемых элементов (деталей) бурового инструмента и оборудования между собой и с горной породой. При этом снижается износ и повышается длительность эксплуатации оборудования, уменьшается вероятность осложнений процесса бурения вследствие прихватов и посадок бурового инструмента, залипания колонны бурильных труб в желобах и на участках искривления скважины. Высокой смазочной способностью обладают многие полимерные реагенты, вводимые в буровые растворы как стабилизаторы и понизители фильтрации. Однако, если их смазочное действие недостаточно, в буровые растворы специально вводят смазочные добавки: нефть и жидкие нефтепродукты (в виде эмульсий), окисленный петролатум, нейтрализованные сульфированные жиры и жирные кислоты разного происхождения. Применяют также поверхностно-активные вещества (сульфанол, неонол и другие) и твердую смазку - графитовый порошок.

Термостабилизаторы повышают устойчивость и работоспособность буровых растворов в жестких термобарических условиях бурения скважин, то есть при повышенных температурах и давлениях. Обычно их используют для замедления термоокислительных процессов, приводящих к химической деградации и распаду органических компонентов бурового раствора, главным образом высокомолекулярных соединений - понизителей фильтрации и регуляторов реологических свойств. Наиболее распространенные термостабилизаторы - хроматы и бихроматы щелочных металлов (особенно бихромат калия). Иногда термостабилизаторы подбирают индивидуально с учетом особенностей молекулярного строения полимерного реагента.

Эмульгаторы - вещества, способствующие диспергированию (эмульгированию) в среде бурового раствора несмешивающейся с ней жидкости и обеспечивающие устойчивость полученной эмульсии. Эмульгаторы могут быть прямого действия, то есть стабилизирующие «прямые» эмульсии (типа «масло в воде»), и обратного действия, стабилизирующие «обратные», или инвертные, эмульсии (типа «вода в масле»). Обычно эмульгаторы - это поверхностно-активные вещества (ПАВ), низкомолекулярные или полимерные, растворимые преимущественно в дисперсионной среде. Но как эмульгаторы могут работать и высокодисперсные твердые вещества, находящиеся в диспергированном состоянии в одной из жидких фаз и частично смачиваемые другой фазой. В технологии промывки скважин при получении эмульсий прямого типа используют сульфанолы, щелочные мыла, неонолы, а также другие анионные и неионогенные ПАВ; при получении инвертных эмульсий применяют эмультал, “металлические” мыла (например, кальциевые соли жирных и смоляных кислот), некоторые катионные ПАВ и другие маслорастворимые вещества с полярными группами в структуре молекул.

Пеностабилизаторы (пенообразователи) - поверхностно-активные вещества, растворимые полимеры, иногда высокодисперсные твердые вещества, которые способствуют образованию пены и обеспечивают ее устойчивость. Механизм их действия основан на том, что, скапливаясь на поверхности раздела «жидкость-газ», они создают адсорбционный или фазовый «барьер», разделяющий газовые пузыри и препятствующий их слиянию (коалесценции) при соприкосновении. Пеностабилизаторы добавляют в буровые растворы при их аэрации или при использовании пенной промывки скважины. Эффективные стабилизаторы пен на водной основе - мылоподобные, то есть мицеллообразующие, поверхностно-активные вещества. Наиболее распространенные типы промышленных ПАВ этого типа: щелочные жировые мыла, алкилбензолсульфонаты, алкилсульфаты, полиэтиленгликолевые эфиры алкилфенолов и высших жирных спиртов. Пенообразующая способность ПАВ зависит от минерализации воды, значений рН, температуры, присутствия в растворе других веществ. Пенообразующее действие указанных ПАВ усиливается, например, в присутствии фосфатов, карбоксиметилцеллюлозы, этаноламидов жирных кислот и ряда других соединений.

Пеногасители - поверхностно-активные вещества, введение которых в буровой раствор препятствует нежелательному образованию пены или разрушает уже образовавшуюся пену. Пеногасители обладают более высокой поверхностной активностью, чем стабилизаторы пены, и поэтому вытесняют их с межфазной поверхности. Но при этом они не способны создать защитный барьер против слияния пузырей, и жидкая прослойка между пузырями легко прорывается. Для снижения ценообразования в буровые растворы часто добавляют технические продукты, содержащие высшие жирные спирты (например, сивушные масла), растворы окисленного парафина или мылонафта в жидком углеводороде, соапсток (отход масложирового производства), жидкие нелетучие сложные и простые эфиры разного состава. Эффективные пеногасители - кремнийорганические соединения (например, полиалкилсилоксановые жидкости в виде эмульсий). Применяют также твердые порошкообразные пеногасители (резиновую или полиэтиленовую крошку, гидрофобизированный кремнезем), обычно в смеси с жидким нефтепродуктом.

Флокулянты - высокомолекулярные вещества, вызывающие образование в буровом растворе рыхлых хлопьевидных агрегатов (флокул) из мелких (коллоидных) частиц дисперсной фазы. Процесс образования флокул называют флокуляцией и используют для облегчения очистки бурового раствора от высокодисперсного бурового шлама. Флокулянты, обычно в сочетании с минеральными коагулянтами, используют также при разделении твердой и жидкой фаз в процессе переработки и утилизации жидких отходов бурения. Наиболее часто в качестве флокулянтов используют линейные полиакриламиды с разной степенью гидролиза и молекулярной массой от НО4 до 1,5·107. Весьма эффективные флокулянты - полиэлектролиты ка-тионного типа; в их числе химически модифицированные (катионизированные) полиакриламиды, полимеры диаллилдиметиламмоний хлорида и другие.

Бактерициды (антисептики) вводят в буровые растворы для защиты реагентов от микробиологической деструкции. В такой защите нуждаются в первую очередь полимерные реагенты из класса полисахаридов: эфиры целлюлозы, крахмальные реагенты, биополимеры типа ксантана. Бактерицидным действием обладают фенол, формальдегид (параформ), но их применение для обработки буровых растворов ограничено гигиеническими и экологическими запретами. Современные бактерицидные присадки к полисахаридным реагентам и добавки к буровым растворам весьма разнообразны, специфичны, и производители этих препаратов не всегда раскрывают их состав.

Умягчители воды - реагенты, снижающие концентрацию в ней ионов кальция и магния. Избыточная концентрация этих ионов не позволяет использовать в составе буровых растворов высокомолекулярные соединения с карбоксилатными группами (например, полимеры акрилового ряда) или вызывает повышенный их расход. Повсеместно используемый для умягчения воды реагент - карбонат натрия (кальцинированная сода); используют для этой цели также бикарбонат натрия и фосфаты натрия.

Поглотители сероводорода используют в составе буровых растворов в случаях возможного его проявления при бурении скважин на некоторых нефтяных месторождениях. Наиболее часто используют железоокисные нейтрализаторы сероводорода: железный сурик (Fe2O3), магнетит (Fe3O4) (тонкого помола), а также некоторые другие единения.

Ингибиторы коррозии позволяют из преждевременного выхода из эксплуатации бурового оборудования и инструментов, работающих в условиях повышенной агрессивности промывочной жидкости. Коррозия стали усиливается в кислых средах и повышенных температурах, алюминиевых сплавов - в щелочных средах. Коррозионную активность бурового раствора усиливают растворенные в нем сероводород, углекислый газ, кислород. Поэтому компоненты бурового раствора, поглощающие или нейтрализующие эти вещества, ингибируют коррозионные процессы. Введение специальных ингибиторов коррозии в буровой раствор иногда целесообразно, но практикуется редко.

Утяжелители - это порошкообразные химически инертные неорганические материалы, вводимые в буровые растворы для увеличения их плотности. Плотность буровых растворов без утяжелителей обычно не превышает 1,08 г/см3 , если используют бентонитовую глину, и может повыситься до 1,3 г/см3 при использовании глин других типов. Однако содержание глины в буровом растворе следует поддерживать на минимально необходимом уровне, а увеличение его плотности осуществлять е помощью утяжелителей.

Основные технологические характеристики утяжелителей - их плотность и дисперсный (фракционный) состав. Обычно в товарном продукте ограничивается содержание частиц с размерами, выходящими за пределы диапазона 5 - 95 мкм. Ниже перечислены основные виды утяжелителей, используемых в технологии буровых растворов. Карбонатные утяжелители: известняк (плотность 2,7 г/см3), доломит (2,8 - 2,9 г/см3), сидерит (3,8 - 3,9 г/см3). Эти материалы рекомендуется использовать для утяжеления буровых растворов, применяемых при вскрытии продуктивных пластов, так как они растворяются при кислотной обработке пласта и поэтому не вызывают его кольматацию. Баритовый утяжелитель - баритовый концентрат, полученный флотационным или гравитационным обогащением баритовой руды. Для утяжеления буровых растворов используют разные марки концентрата с содержанием сернокислого бария от 80 до 95 % и плотностью 4,05 - 4,3 г/см3. Барит - наиболее широко применяемый утяжелитель, совместимый практически со всеми ингредиентами буровых растворов любых типов. Железистые утяжелители: гематитовый (содержание гематита 54 - 60 %, плотность 4,15 - 4,4 г/см3), магнетитовый (содержание магнетита 53 - 55 %, плотность 4,2 - 4,35 г/см3). Применяют также титано-магнетитовые утяжелители, обладающие сильными магнитными свойствами и повышенной абразивностью. Свинцовые утяжелители применяют для получения буровых растворов с плотностью свыше 2,3 г/см3. Основной утяжелитель этой группы - галенит (свинцовый блеск), имеющий плотность 7,4 - 7,6 г/см3.

Наполнители (кольматанты) нужны для снижения потерь бурового раствора вследствие его поглощения трещиноватыми породами и пластами с другими нарушениями макроструктуры. Наиболее типичные наполнители - волокнистые, чешуйчатые и зернистые материалы, обычно промышленные отходы: древесные опилки и стружки, резиновая и пластмассовая крошка, измельченные текстильные материалы, побочные продукты переработки сельскохозяйственной продукции (шелуха семян, скорлупа орехов и др.) Применяют также измельченные минеральные материалы: асбест, слюду, перлит, вермикулит, диатомит, карбонатные наполнители.
7.4. Основные свойства промывочных жидкостей. Методы их измерения
Измерение основных параметров буровых промывочных жидкостей является необходимой процедурой в практике бурения скважин. Техника измерения большинства параметров достаточно проста, но недостаточное знание методики замеров может послужить причиной ошибок и неправильных рекомендаций по регулированию свойств промывочных жидкостей, что в свою очередь снижает эффективность бурения и является причиной большинства аварий при производстве буровых работ.

Суть контроля параметров бурового раствора заключается в том, что через определенное время из системы циркуляции отбирают заданное количество проб и выполняют измерения с помощью приборов и устройств. По результатам измерений находят средние значения параметров и в зависимости от положения этих значений относительно заданных границ принимают решение об их регулировании.

Параметры бурового раствора, подлежащие контролю, можно разделить на три группы:

К первой группе относятся параметры, кон­троль которых обязателен для всех скважин: плотность, условная вязкость, статическое напряжение сдвига через 1 и 10 мин, показатель фильтрации, толщина фильтрационной корки, концентрация водородных ионов, концентрация твердых примесей. Для контроля параметров первой группы предназначен серийно выпускаемый комплект лаборанта буровых растворов КЛР-1, включающий рычажные весы ВРП-1, вискозиметр ВБР-1, фильтр-пресс ФЛР-1, отстойник ОМ-2, вискозиметр ВСН-3, термометр ТБР-1 и набор индикаторной бумаги, реагентов и посуды для химических анализов. Кроме того, в настоящее время на ряде предприятий для контроля параметров бурения используют лабораторный набор фирмы «Kem Tron» (США), включающий рычажные весы, трехскоростной вискозиметр FANN, фильтр-пресс FANN, министил (реторту), набор для определения содержания песка и химические реагенты и посуду для определения катионообменной емкости, щелочности бурового раствора, щелочности фильтрата и общей жесткости.

Ко второй группе относятся специальные параметры, контроль которых обязателен для скважин с осложненными геологическими условиями (высокая минерализация напорных пластовых вод, поглощения, газо-, нефте- и водопроявления и др.). Эта группа параметров включает; показатель фильтрации при повышенных температурах содержание газа, предельное динамическое напряжение сдвига, пластическую вязкость, степень минерализации, содержание ионов кальция, магния, натрия, хлора, калия, сульфита, содержание и состав твердой фазы, нефти, напряжение пробоя (для эмульсионных растворов).

Для контроля параметров буровых растворов первой и вто­рой групп серийно выпущена самоходная контрольная лаборатория СКЛ-1, включающая комплект лаборанта КЛР-1, испытатель ИГЭР-1, установку ТФН-1, фильтр-пресс УИВ-2 (ФП-200). Либо комплект импортного оборудования таких фирм как FANN, OFI, Kem Tron Inc, Baroid и т.д.

К третьей группе относятся факультативные параметры, да­ющие дополнительную информацию о свойствах бурового раствора. Эта группа включает; динамическое напряжение сдвига и пластическую вязкость при повышенных температурах и давлениях, статическое напряжение сдвига при повышенных температурах и давлениях, вязкость при низкой скорости сдвига, смазочную способность и напряжение сдвига фильтрационной корки.

Для контроля всех упомянутых показателей буровых растворов предназначена стационарная лаборатория «Раствор-1», включающая комплект лаборанта КЛР-1, ротационный вискозиметр ВСН-2М, фильтр-пресс УИВ-2 (ФП-200), рН-метр, установки для определения смазочной способности бурового раствора CP-1, напряжение сдвига фильтрационной корки HK-I, концентрации твердой фазы и нефти ТФН-1, термообработки бурового раствора УТ-1, испытатель гидрофобных эмульсионных растворив ИГЭР-1.

Периодичность контроля параметров бурового раствора приведена в таблице 7.1.
Таблица 7.1 - Периодичность контроля параметров бурового раствора при бурении скважин в нормальных условиях в нефтедобывающих регионах



Перечень параметров

Периодичность контроля параметров бурового раствора при бурении скважин в нефтедобывающих регионах, ч

Урало-Поволжье

Западная

Сибирь

Глубокого

бурения

Условная вязкость

1,5

0,7

0,5

Показатель фильтрации

4

3

2

Статистическое напряжение сдвига

4

3

2

Динамическое напряжение

сдвига

4

3

2

Пластическая (динамическая) вязкость

4

3

2

Водородный показатель рН

4

3

2

Плотность

1,5

0,7

0,5

Массовая доля твердой фазы

8

6

4


По технологическому принципу свойства буровых растворов можно классифицировать следующим образом.

Механические свойства

Плотность

Реологические свойства

Структурные (тиксотропные) свойства

  • плотность

  • относительная плотность

  • условная вязкость

  • динамическое напряжение сдвига

  • пластическая вязкость

  • эффективная вязкость

  • динамическая вязкость

  • коэффициент пластичности

  • показатель консистенции

  • показатель неньютоновского поведения

  • статическое напряжение сдвига

  • коэффициент тиксотропии

Показатели фильтрации, стабильности и устойчивости к внешним воздействиям













Фильтрационные

свойства

Устойчивость к внешним

воздействиям

Кинетическая устойчивость

  • показатель (статической) фильтрации

  • динамическая

фильтрация

  • мгновенная фильтрация

  • толщина

фильтрационной корки

  • прихватоопасность фильтрационной корки

  • термостойкость

  • недиспергирующая

способность

  • флокулирующая способность

  • микробиологическая

устойчивость

  • ингибирующая способность

  • консолидирующая

способность

  • стабильность

  • суточный отстой (показатель седиментации)

Фрикционные свойства

Противоизносные и смазочные свойства фильтрационной корки

Триботехнические свойства

  • коэффициент трения корки

  • напряжение сдвига корки

  • липкость корки

  • коэффициент сдвига корки

  • коэффициент трения-скольжения

  • коэффициент трения-качения

  • интенсивность износа материала

  • продолжительность работы пары без заедания

  • диаметр пятна износа

  • нагрузка заедания и т.д.

Теплофизические свойства




Электрохимические свойства
















  • температура

  • коэффициент

температуропроводности

  • коэффициент теплопроводности

  • теплоемкость




  • удельное электрическое

сопротивление

  • электростабильность

  • водородный показатель (рН)

  • коррозионная активность




Показатели загрязнения и компонентный состав раствора













Содержание

твердой, жидкой и газообразной фаз

Состав твердой, жидкой и газообразной фаз

Компонентный и химический состав

  • содержание песка

  • содержание отмытого песка

  • содержание нефти

  • содержание газа

  • состав твердой

фазы

  • состав фильтрата

  • состав газа

  • содержание инградиентов (глины, воды, утяжелителя, химических реагентов, смазывающих веществ

  • общая минерализация

  • содержание ионов солей

7.4.1 Плотность бурового раствора
Плотность промывочной жидкости - это масса единицы ее объема. Единицей измерения плотности в системе СИ является кг/м3.

Относительной плотностью называется отношение плотности бурового раствора к плотности пресной воды.

Величина плотности определяет гидростатическое давление на забой и стенки скважины столба промывочной жидкости (Ргс)

Pгc = r × g × H, Па




где r - плотность промывочной жидко­сти, кг/м3;

g - ускорение свободного падения, м/с2;

Н - высота столба промывочной жидкости, м.

Для предупреждения флюидопроявлений, гидростатическое давление столба промывочной жидкости должно превышать пластовое (поровое) давление рпл.

Пластовое (поровое) давление - это давление, создаваемое пластовыми флюидами (нефтью, газом, водой) на стенки пор горной породы.

Различают нормальное рплн, аномально высокое рпла.в. и аномально низкое (рпла.н.) пластовое давление. Градиент нормального пластового давления при­нят равным 0,01 МПа/м, что эквивалентно гидростатическому давлению, создаваемому столбом жидко­сти, имеющей плотность 1000 кг/м3 (столбом пресной воды):

Степень отклонения величины пластового давления от нормального ха­рактеризуется коэффициентом аномальности пластового давления:

Kа = ,




Очевидно, что для АВПД Кан > 1, а для АНПД Кан < 1.

По правилам безопасности (ПБ) в нефтяной и газовой промышленности (РД 08-200-98), действующим с 1998 г., при бурении скважин на нефть и газ плотность про­мывочной жидкости в интервалах совместимых условий бурения должна оп­ределяться из расчета создания столбом промывочной жидкости гидростати­ческою давления в скважине, превышающею пластовое (перовое) давление на величину:

- 10 - 15 % для скважин глубиной до 1200 м (интервалов от 0 до 1200 м), но не более 1,5 МПа;

- 5 - 10 % для скважин глубиной до 2500 м (интервалов от 1200 до 2500 м), но не более 2,5 МПа;

- 4 - 7 % для скважин глубиной более 2500 м (интервалов от 2500 и до проектной глубины), но не более 3,5 МПа.

Отклонения от этих требований допускаются только при возникновении поглощении промывочной жидкости и процессе бурения (с выходом или без выхода циркуляции) и при целенаправленной минимизации репрессии на продуктивные пласты в процессе их вскрытия.

По тем же ПБ в интервалах, сложенных глинами, аргиллитами, глинис­тыми сланцами, солями, склонными к потере устойчивости и текучести, плотность, показатель фильтрации, состав промывочной жидкости уста­навливаются, исходя из необходимости обеспечения устойчивости стенок скважины, однако репрессия при этом не должна превышать пределов, уста­новленных для интервала совместимых условий. Иными словами, с позиций обеспечения устойчивости стенок скважин репрессия может быть больше минимально необходимой для предотвращения флюидопроявлений, но при этом не выходить за пределы максимально допустимой.
Измерение плотности промывочных жидкостей
Для измерения плотности промывочных жидкостей используют ареометр АБР-1, рычажные весы-плотномер ВРП-1, пикнометр, плотномеры АВП-1, ПП-1, индикатор плотности или их импортные аналоги.

Ареометр АБР-1 (рис. 7.1) состоит из съемного груза 1, полиэтиленовой заглушки 2, металлического балласта 3, мерного стакана 4, крышки 5 и до­нышка 6 поплавка, стержня 7 с нанесенными на нем основной и поправочной шкалами, пробки 8 и ведра 9.

Техническая характеристика АБР-1:

Диапазон измерения плотности, кг/м3

-со съемным грузом ..........……………. 800 - 1700

-без груза ...............……………………. 1700-2600

Цена деления шкалы, кг/м3 ...........…... 10

Вместимость мерного стакана, см3 ...... 78,5 ± 0,3

Порядок работы.

Отделить донышко поплавка от мерного стакана,

донышко и стакан промыть водой и насухо вытереть.

Налить в ведро чистую воду (пресную или морскую), имеющую температуру 20 ± 5 °С. Уровень воды в ведре с погруженным в нее ареометром дол­жен находиться не более чем в 5 мм от края ведра.

В мерный стакан ареометра налить воду из ведра, в котором производится замер, стакан при этом держать вертикально. Соединить донышко со стаканом поворотом до упора. Погрузить ареометр в ведро и вращением стержня согнать воздушные пузырьки. При стабильном положении прибора прочесть и записать показания и знак + или - поправки по поправочной шкале.

Поднять прибор, отсоединить стакан от донышка и вылить воду в ведро. Протереть внутреннюю часть стакана от капель воды. Залить в мерный стакан ареометра предварительно перемешанную пробу промывочной жидкости, соединить стакан с донышком. Тщательно смыть водой излишки промывочной жидкости с поверхности ареометра.


Рис. 7.1.

Ареометр

АБР-1

Погрузить ареометр в ведро с водой, вращением стержня согнать пузырьки воздуха и по деле­нию основной шкалы, до

которого ареометр опус­тится в воду, прочесть значение плотности промы­вочной жидкости. При надетом калиброванном грузе отсчет брать по левой шкале с оцифровкой от 800 до 1700 кг/м3. Если ареометр при надетом калиброванном грузе погрузится так, что шкала окажется под уровнем воды в ведре, то следует снять груз и отсчет брать по правой части основной шкалы с оцифровкой от 1700 до 2600 кг/м3.

Плотность промывочной жидкости равна алгебраической сумме показаний основной и поправочной шкал.

При использовании минерализованной воды делается поправка на плотность этой воды, для чего мерный стакан надо заполнить минерализованной водой и соединить с поплавком; затем прибор погрузить в ведро и оставить свободно плавать. Деление на поправочной шкале, до которого ареометр погрузится в воду, покажет алгебраическую величину поправки Dr. Затем вылить минерализованную воду из стакана, налить буровой раствор и погрузить в воду; сделать отсчет по основной шкале rосн.

Плотность бурового раствора в случае применения минерализованной воды.

r = rосн + Dr, кг/м3





Рис. 7.2. Рычажные весы-плотномер ВРП-1

Рычажные, весы-плотномер ВРП-1 (рис. 7.2) состоят из подставки 1 и подвижной части, представляющей собой рычаг 2 с жестко закрепленным на нем мерным стаканом 3 с крышкой 4. Подвижная часть весов с помощью одной из призм 5 опирается на вкладыш 6, укрепленный на подставке. На рычаге весов нанесены две шкалы 7 с разными диапазонами измерений: верхняя шкала от 800 до 1б00 кг/м3, нижняя - от 1600 до 2600 кг/м3.

Замеры по верхней шкале осуществляются путем установки рычага на правую призму и перемещением движка 8, замеры по нижней шкале - установкой рычага на левую призму и перемещением движка 8. Подвижная часть весов считается уравновешенной при установке рычага в горизонтальное положение, что определяется по закрепленному на рычаге уровню 9 (пузырек в ампуле уровня должен находиться между двумя центральными рисками).


следующая страница >>