6 Утяжелители буровых растворов

Основным средством повышения плотности является применение утяжелителей - измельченных в порошок тяжелых минералов. Однако при их добавке увеличивается содержание твердой фазы, вследствие чего подвижность системы уменьшается, т.е. возрастает вязкость.

Основная характеристика утяжелителя - плотность: чем она выше, тем меньше его расход, тем слабее его ухудшающее влияние на подвижность раствора.

Степень дисперсности утяжелителя называется тонкостью помола.

Утяжелители: мел, доломит, барит, гематит, магнетит.

Выбор типа бурового раствора для бурения скважин

Наличие соленосных пород в геологическом разрезе месторождений Беларуси обусловило условное подразделение на части: надсолевую, верхнесоленосную, межсолевую, нижнесоленосную и подсолевую. В зависимости от вскрываемого разреза необходимо использовать несколько типов бурового раствора. Выбор типа раствора является одним из основных элементов технологии проводки скважин. Он определяет номенклатуру реагентов и материалов для его создания и эксплуатации.

Надсоль бурят пресным сапропелевым раствором (при мощности до 800 м), пресным глинистым, обработанным Лигнополом (от 800 до 2000 м) и пресным сапропелевым, обработанным Лигнополом (более 2000 м).

Соленосные комплексы бурят тремя типами растворов:

- соленасыщенным глинистым, обработанным крахмальным реагентом «Фито-РК»;

-соленасыщенным сапропелевым, обработанным крахмальным реагентом «Фито-РК»;

- соленасыщенным глинистым, обработанным Лигнополом.

Межсолевые и подсолевые отложения, являющиеся продуктивными, бурят в основном пресным сапропелевым раствором (в случае перекрытия соленосных отложений колонной) и соленасыщенным, который использовался при бурении основного ствола, если соленосные отложения не перекрывались колонной.

Буровые растворы для вскрытия продуктивных отложений не 

7. Аэрация достигается введением в буровой раствор воздуха. Практически можно аэрировать любой раствор, однако используют в основном аэрированную воду и аэрированные глинистые растворы. Степень аэрации, т. е. отношение объемного расхода воздуха в нормальных условиях к объемному расходу жидкости, и расход смеси подбирают из условия выноса шлама и предупреждения поглощения либо проявления. Применяются два способа аэрации буровых растворов : аэрация с помощью компрессоров высокого давления и химическая аэрация.

Аэрация проводится в течение 2,5 ч каждые 4 ч, т. е. реактор работает как аэротенк ( 2,5/4)100% 63% суток.

Аэрация способна обеспечить в крупных производственных помещениях современных промышленных предприятий интенсивный воздухообмен ( 20-40-кратный ). Особенно эффективно применение аэрации в горячих цехах, где имеющееся тепловыделение способствует повышению температуры воздуха, а оно в свою очередь обусловливает увеличение теплового напора. Все это создает благоприятные условия для естественной вентиляции. Регулирование аэрации является одним из важных условий ее правильной эксплуатации. Оно зависит от силы и направления ветра, температуры воздуха и т.д. ; осуществляется путем большего или меньшего количества открытых окон и других вентиляционных отверстий на определенных уровнях и сторонах здания. Для поступления воздуха в здание в стенах его устраивают окна, расположенные на двух уровнях от пола : 1-1,2 м, открываемые летом, и 5-6 м, используемые зимой. Для удаления воздуха в перекрытиях устраивают фонари с открывающимися фрамугами.Аэрация часто используется как способ ликвидации заморов и интоксикации водоемов.В настоящее время аэрация кислородом успешно испытана при очистке бытовых сточных вод, сточных вод целлюлозно-бумажной промышленности, искусственных смесей органических веществ и др. Этот способ аэрации, конечно, удорожает процесс очистки. Однако в некоторых производствах образуется кислород как побочный продукт, не используемый в производственных целях, например в азотной промышленности. Тогда аэрация сточных вод кислородом становится рентабельной. При пневматической аэрации кислород должен подаваться в герметически закрытый аэротенк, иначе он быстро смешивается с воздухом и концентрация его в аэрируемой смеси снижается.

8. Седиментационная (кинетическая) устойчивость – это способность системы противостоять осаждению частиц дисперсной фазы под действием силы тяжести (седиментация). Она находится в зависимости от размеров частиц в системе, осаждению которой противодействуют силы диффузии. Высокодисперсные системы устойчивы к седиментации, в то время как грубодисперсные системы 

9. Требованиям, обеспечивающим высокое качество вскрытия продуктивных пластов, удовлетворяют растворы на углеводородной основе (РУО). Использование РУО позволяет практически полностью исключить снижение нефтепроницаемости призабойной зоны скважины. Несущей средой этих растворов является углеводородная, по физико-химическим свойствам родственная углеводородному флюиду, насыщающему продуктивный пласт, и, следовательно, не образующая при их взаимодействии малоподвижных смесей, блокирующих поровое пространство призабойной зоны скважины. Помимо качественного вскрытия продуктивных пластов РУО с успехом могут использоваться в разведочном бурении для отбора керна с сохранением его естественной водонасыщенности и проницаемости, а также при бурении скважин в осложненных условиях и для подземного (капитального) ремонта нефтяных и газовых скважин. Первые РУО изготавливались на основе нефти с использованием известково-битумных компонентов. Их эксплуатация характеризовалась высокой пожароопасностью, неудовлетворительными реологическими характеристиками, высокой стоимостью, негативным воздействием на окружающую среду. Впервые растворы на углеводородной основе в бурении были применены за рубежом, причем в качестве структурообразователя для них использовался «Бентон-34», разработанный в США в конце 40-х годов. Однако этот материал очень дорог и не нашел применения в отечественном производстве. Качественный скачок произошел, когда впервые были разработаны и применены инвертные эмульсионные буровые растворы (ИЭР). В их состав входили дисперсионная среда (дизтопливо или нефть), дисперсная фаза (минерализованная вода), эмульгатор и, в качестве структурообразователя, окисленный петролатум. Однако и этот РУО имел существенные недостатки: низкую термостойкость (до 90°С), невысокие структурообразующие свойства. Существенный прогресс в использовании ИЭР в России связан с разработкой отечественного органобентонита. Использование в составе РУО отечественного органобентонита (аналога «Бентона-34), производство которого освоило предприятие 000 «КОНСИТ-А» по принципиально новой технологии и являющегося эффективным структурообразователем для этих растворов, позволяет регулировать реологические свойства ИЭР в широком диапазоне. Для решения проблем качественного вскрытия продуктивных пластов, обеспечивающего сохранение их исходных коллекторских свойств, предлагается применять РУО с использованием органобентонита, который, в отличие от зарубежных аналогов, имеет меньшую стоимость

10. Важнейшей особенностью высокодисперсных систем является высокоразвитая поверхность раздела фаз, количественной характеристикой которой является величина удельной поверхности Sуд – поверхности единицы массы дисперсных частиц. Легко подсчитать, что для монодисперсных частиц сферической формы в случае грубодисперсных систем Sуд составляет 1-10 м2/г, а для частиц нанометрового диапазона Sуд достигает 103 м2/г. Поэтому наиболее характерные свойства дисперсных (в особенности высокодисперсных, наноразмерных) систем определяются явлениями, происходящими на поверхности раздела фаз - поверхностными явлениями.

Молекулы конденсированных фаз, находящиеся в поверхности раздела, обладают избыточной энергией по сравнению с молекулами в объеме из-за нескомпенсированности их межмолекулярных взаимодействий. Это порождает возникновение на поверхности раздела поверхностных сил и избытка энергии – поверхностной энергии. Связь между поверхностными свойствами и термодинамическими характеристиками контактирующих объемных фаз для однокомпонентных и двухкомпонентных двухфазных систем рассмотрена в 1 и 2 главах. Подробно рассматриваются методы определения основной характеристики поверхности раздела фаз – величины поверхностного натяжения.

Особенность высокодисперсных и ультрадисперсных систем заключается в том, что их свойства зависят не только от химического состава образующего их вещества, но и от размера частиц дисперсной фазы. Это означает, что поверхностная энергия определяет объемные свойства тел. Зависимость свойств от размера частиц называют размерным или масштабным, эффектом.

Размерные эффекты, наблюдаемые в дисперсных системах, можно разделить на две большие группы. 1. Эффекты, связанные с кривизной поверхности жидкой или газовой дисперсной частицы 2. Эффекты, связанные с влиянием размера частиц на физические и химические свойства веществ.

Кривизна поверхности определяет величину поверхностного натяжения, капиллярное давление и давление насыщенного пара жидкости. От размера частиц зависят кристаллическая структура и степень симметрии кристаллической решетки, термодинамические параметры: теплоемкость, температура плавления (кристаллизации), температура Дебая, механические, магнитные и электрические свойства, химические свойства, например каталитическая активность.

Важная особенность размерных эффектов в дисперсных системах заключается в том, что интервал размеров частиц, в котором они обнаруживаются, не является универсальным. Для каждого конкретного свойства характерен свой интервал, где размерные эффекты играют существенную роль. При этом размерные эффекты особенно значительны для ультрадисперсных систем, т.е. в интервале наноразмеров. Влияние размеров частиц дисперсных систем на их свойства рассмотрено в главе 3.

Стремление поверхностной энергии дисперсных систем к уменьшению может приводить к перераспределению компонентов системы между объемной фазой и поверхностным слоем. Это явление, называемое адсорбцией, происходит на различных межфазных границах и приводит к уменьшению поверхностного натяжения.

11. ПОЛИМЕРНЫЙ БУРОВОЙ РАСТВОР— раствор на водной основе, содержащий высокомолекулярные полимеры линейного строения, применяемый при бурении главным образом крепких пород. Характеризуется высокой гидрофильностью и псевдопластичностью — способностью разжижаться до вязкости, близкой к вязкости воды, при больших скоростях сдвига и загустевать при низких. Различают безглинистые и малоглинистые полимерные буровые растворы. Для приготовления безглинистых полимерных буровых растворов используются гидролизованный полиакриламид (ГПАА), оксиэтилированная целлюлоза (ОЭЦ) и карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ), биополимеры и другие соединения. Комплексообразователями служат хромовые, алюминиевые и т.п. соли. В малоглинистых полимерных буровых растворах используются полимеры двойного действия, являющиеся стабилизаторами бентонитовых суспензий и коагуляторами высокодисперсных частиц. Для приготовления малоглинистых полимерных буровых растворов применяются в основном акриловые полимеры (ГПАА, метас, гидролизов, полиакрилонитрил — гипан и др.), сочетающиеся с КМЦ-600, КМЦ-700 и подобными полимерами, обеспечивающими дополнительные сниженияфильтрации. Для утяжеления полимерных буровых растворов применяются водорастворимые соли тяжёлых металлов. Содержание комплексообразователей не превышает 0,4%, бентонита 2-6% (в малоглинистых растворах). Фильтрация полимерных буровых растворов 5-10 см³, плотность неутяжелённых растворов 1000-1060 кг/м³. При бурении в глинистых отложениях полимерных буровых растворов добавляют KCl и др.  Полимерные буровые растворы способствуют увеличению механической скорости проходки, стойкости долота, снижению абразивного износа трущихся частей насосов и др.

12. Таким образом, необходимость в регулировании свойств бурового раствора возникает в следующих случаях:

1)    при приготовлении - для получения раствора с заданными свойствами;

2)    в процессе бурения - для поддержания требуемых функций;

3)    в процессе бурения - для изменения параметров применительно к изменяющимся геологическим условиям.

Свойства бурового раствора регулируют:

·        химической обработкой (путем введения специальных веществ - реагентов);

·        физическими методами (разбавление, концентрирование, диспергация, утяжеление, введение наполнителей);

·        физико-химическими методами (комбинация перечисленных методов).

Таким образом, чтобы буровые растворы в процессе бурения скважины выполняли требуемые функции, необходимо выбирать основные материалы для их приготовления, специально обрабатывать с помощью химических реагентов, вводить вещества, предназначенные для регулирования их свойств, и т. д.

Условия бурения скважин (глубина, диаметр, температура, порядок расположения и свойства разбуриваемых пород) весьма различны не только для разных месторождений, но и для отдельных участков одного месторождения. Поэтому буровые растворы также должны обладать различными свойствами не только на разных участках бурения, но и по мере углубления данной скважины. Чем лучше способность бурового раствора выполнять в данной скважине определенные функции, тем выше ее качество. Однако самый высококачественный для данной скважины буровой раствор для другой скважины в других условия бурения может оказаться не только низкокачественным, но и непригодным. Это обстоятельство объясняет необходимость определения параметров бурового раствора на этапе проектирования.

В процессе бурении на буровой раствор влияет выбуренная порода: частично путем распускания в жидкости, частично путем химического воздействия.

Буровой раствор могут разбавлять пластовые воды.

На нее воздействует высокая пластовая температура.

В процессе всех этих воздействий в буровом растворе происходят сложные физико-химические процессы, изменяющие ее свойства. В связи с этим необходимо контролировать способность раствора осуществлять необходимые функции путем измерения ее параметров в процессе бурения скважины и при необходимости восстанавливать их соответствующими способами.

Требования к методам измерения свойств буровых растворов:

1.  Измеряемые параметры должны быть общепринятыми, обязательными для всех организаций и предприятий бурения, иначе невозможно создать рекомендации по регулированию параметров в разных районах.

2.  Методы измерения параметров долины быть едиными, в противном случае невозможно сравнивать характеристики буровых растворов, используемых в различных районах.

3.  Методы измерения должны быть доступными для применения непосредственно у бурящихся скважин, так как может быть нарушена оперативность регулирования их, а следовательно, и технология бурения.

4.  Принятые методы должны быть оперативными: продолжительность измерения параметров должна быть меньшей, чем время, в течение которого может измениться состояние бурящейся скважины, иначе в скважине могут возникнуть осложнения раньше, чем будет отмечено несоответствие параметров требованиям.

5.  В принятых методах необходимо предусматривать такие способы отбора проб циркулирующего раствора и такие способы измерения, которые обеспечат получение характеристик, соответствующих характеристикам жидкости, циркулирующей в скважине и осуществляющей необходимые функции; наиболее правильно измерять их при тех же температуре и давлении, которые соответствуют данной глубине скважины; строгое соответствие осуществить практически невозможно, поэтому процессы измерения параметров, отображающих отдельные функции или группы функций бурового раствора, условно моделируют поведение бурового раствора в скважине. Чем ближе эти модели к оригиналу, т. е. К условиям, в которых находится раствор в скважине, тем правильнее характеризуются его свойства.

14. Регулировать свойства можно либо изменением концентрации и дисперсности твердой фазы, либо обработкой специальными химическими реагентами, либо при одновременном использовании этих способов. Прежде чем вводить дополнительное количество или новый компонент дис­персной фазы (либо химреагент), следует удалить из промы­вочной жидкости излишнюю твердую фазу, в том числе тонко­дисперсную, сверх того количества, которое необходимо для сох­ранения стабильности системы, удержания тяжелых частиц во взвешенном состоянии при остановках циркуляции и формирования малопроницаемой фильтрационной корки в стенках сква­жины. Дополнительные компоненты необходимо вводить в цир­кулирующую жидкость равномерно в течение одного или нескольких полных циклов циркуляции и лишь после того, как она прошла через механизмы очистной системы.

 Плотность промывочной жидкости можно повышать, увеличивая или плотность дисперсионной среды за счет растворения в ней солей, или концентрацию дисперсной фазы. Первый способ используют в основном в тех случаях, когда разбуривают хемогенные породы. В других случаях применение его весьма ограничено из-за плохой совместимости солей с бентонитами и хими­ческими реагентами.

Второй способ более универсален. В качестве тяжелых компонентов дисперсной фазы (утяжелителей) используют тонкоизмельченные бариты плотностью примерно 4200, карбонаты (сидерит, доломит, мел) плотностью от 2600 до 3900, железные руды (гематит, магнетит) плотностью от 4100 до 5200, галенит плотностью 6800 кг/м³,  а также малоколлоидальные глины. Утяжелители не должны содержать водорастворимых солей и быть абразивными.

            Чтобы частицы утяжелителя надежно удерживались во взвешенном состоянии в промывочной жидкости, их поверхность должна хорошо смачиваться дисперсионной средой. Целесообразно перед вводом утяжелителя в промывочную жид­кость на водной основе смачивать его водным раствором гидрофилизирующего ПАВ, способствующего уменьшению вязкости и водоотдачи, а в жидкость на углеводородной основе — раствором гидрофобизующего ПАВ в нефтепродукте.

При бурении вязкость утяжеленной промывочной жидкости постепенно возрастает за счет увеличения концентрации в ней тонкодисперсных фракций разбуренных пород. Поэтому периодически жидкость разбавляют дисперсионной средой, а для поддержания заданной плотности добавляют новые порции утяжели­теля. Уменьшить общий расход утяжелителя на бурение скважины можно, если из скапливающегося на буровой избыточного объема утяжеленной жидкости извлекать с помощью гидроцик­лонного сепаратора наиболее ценные фракции утяжелителя и использовать их для утяжеления остальной промывочной жидкости.  Регулирование реологических, тиксотропных и фильтрацион­ных свойств жидкостей на водной основе основано на изменении концентрации и фракционного состава дисперсной фазы и обработке химическими реагентами. 

Причиной нежелательного изменения свойств промывочной жидкости может быть коагуляция под действием солей, поступающих с частицами разбуренных пород и пластовыми жидкостями.

Гидрофильная коагуляция возможна также при разбуривании цементного камня, так как он содержит катионы кальция и магния. В этом случае обычно достаточно обработать суспензию реа­гентом, способным связывать такие катионы с образованием нерастворимых соединений.

Фильтрационные свойства ухудшаются с увеличением содержания свободной воды, грубо и среднедисперсных твердых частиц и частиц сферической формы. Улучшить эти свойства можно добавлением небольшого количества высококачественного бентонита или другого материала, элементарные частицы кото­рых имеют форму плоских чешуек коллоидных размеров. Коркообразующую способность промывочной жидкости для разбуривания трещиноватых пород можно улучшить добавлением некоторого количества волокнистых (например, асбест) и крупнозернистых прочных материалов. Зерна и волокна таких добавок образуют на входе в трещины своеобразные мостики, уменьшают просвет в трещинах, а тонкие чешуйки закупоривают эти просветы.

Если причиной ухудшения реологических и фильтрационных характеристик является высокая температура в скважине, то необходимо либо заменить реагенты-понизители водоотдачи и разжижители, которыми была обработана промывочная жидкость, на более термостойкие, либо добавить реагент-термостабилизатор, который способен предотвратить разложение указанных выше реагентов.

           В интервале 400-1000 м породы в своем составе содержат наибольший объем коллоидальных глин. Для предотвращения наработки бурового раствора рекомендуется использовать рецептуры:

1. глинистая суспензия + ГКЖ;

2. глинистая суспензия + НТФ;

3. POLY KEM D + KEM PAS + НТФ

Данная обработка позволяет предотвратить переход глинистых частиц из разреза скважины в буровой раствор.

В интервале 1000-1900 м возможно разжижение глинистого раствора вследствие водопроявлений сеноманской части разреза, поэтому рекомендуется использование стабилизированной суспензии, обработанной по рецептуре 1, 2, 3.

При бурении под кондуктор с использованием глинопорошка предусматривается добавка кальцинированной соды из расчета 0,2 кг/м проходки в процессе приготовления глинистого раствора для увеличения рН и степени набухания вновь вводимого глинопорошка.

При необходимости повышения условной вязкости, реологических показателей буровой раствор обрабатывается Гивпаном. Для увеличения рН в раствор добавляется каустическая сода из расчета 0,125 кг/м проходки, которая вводится в процессе циркуляции в течение 2-3 циклов.

Для месторождений, где в интервале бурения под кондуктор наблюдается склонность пород к интенсивным осыпям и обвалам, значение условной вязкости увеличивается до пределов: Т=60-80с за счет обработки раствора высококачественным бентонитом, высоковязким КМЦ, ПЭО и др.

При разбуривании цементного стакана производится обработка раствора, загразненного цементом, кальцинированной содой в количестве 0,2-0,3 кг/м проходки.

15. Отработанные буровые технологические жидкости. В процессе бурения, помимо промывочной, применяются и другие технологические жидкости, например, буферные, перфорационные. После использования они полностью или частично переходят в категорию отработанных. Больше всего образуется отработанной буровой промывочной жидкости (ОБПЖ). Ее объем соответствует объему промывочной жидкости на момент окончания бурения скважины. Однако в процессе бурения может образовываться избыток промывочной жидкости, например, за счет наработки в глинистых отложениях, при замене одного типа промывочной жидкости на другой. В этом случае ОБПЖ образуется непосредственно в процессе бурения.

При оценке воздействия на окружающую среду предметом рассмотрения, как правило, являются только отработанные промывочные жидкости, что методически неправильно.

Буровые сточные воды. Главные источники поступления буровых сточных вод (БСВ) - обмыв буровой площадки и оборудования, система охлаждения оборудования. Сокращение объема БСВ достигается путем повторного их использования в технологическом процессе (например, для приготовления промывочной жидкости) после осветления на блоках химической и механической очистки. В этом случае сокращаются объемы водопотребления и водоотведения.

В процессе бурения избыточную промывочную жидкость, а также отработанную буровую промывочную жидкость разделяют на твердую и жидкую фазы, что позволяет утилизировать последнюю в составе БСВ. Поэтому суммарный объем БСВ включает жидкую фазу избыточной и отработанной промывочной жидкости. Технологические отходы испытания скважины. Это отработанные жидкости для вызова притока и глушения скважины, а также флюиды (пластовая вода, нефть, газ), полученные в процессе испытания. Газ, выходящий из скважины, сжигается в факеле.

Экологичность бурового шлама. Экологическая опасность бурового шлама определяется:

- токсическим воздействием;

- повышением мутности воды, что нарушает жизнедеятельность молоди рыб, планктонных и бентоносных организмов-фильтраторов;

- физическим воздействием на донные организмы.

Один из серьезных аспектов проблемы - токсическое воздействие на организмы. В настоящее время при оценке экологичности бурового шлама основное внимание обращается на валовое содержание минеральных компонентов. Однако важно знать, в какой химической форме минеральные компоненты присутствуют в шламе. Доказано, что наиболее опасными являются подвижные формы химических веществ, которые определяют степень токсичности и опасности бурового шлама. Они устанавливаются в ацетатно-аммонийном буферном экстракте (рН = 4,8).