объем фильтрата, отделившегося от бурового раствора за 30 мин при пропускании раствора через бумажный фильтр диаметром 75 мм, характеризует фильтрационные свойства бурового раствора при перепаде давления 0,7 МПа.
Состав бурового раствора и его плотность
- Состав буровых растворов
- Строительство нефтяных и газовых скважин
- Промывочные жидкости
- Буровые растворы. Предназначение
- Водоотдача, водоотдача бурового раствора, водоотдача тампонажного раствора в России
- Влияние водоотдачи бурового раствора
Типы буровых растворов (drilling mud types) и технологических жидкостей (technological fluids)
Зона кольматации, сформированная ББР на основе полисахаридов, может быть легко разрушена в процессе освоения при использовании специальных деструктурирующих реагентов, например, комплексного реагента КДС, который предлагается в качестве основы перфорационной среды. В зависимости от геолого-технических условий, конструкции скважины разработано несколько вариантов ББР. Присутствие ингибиторов набухания и диспергирования глин КС1, силикаты и др. ББР-СКП стабилен при любой минерализации, фильтрационная корка устойчива к воздействию тампонажного раствора.
Дополнительное физико-химическое модифицирование фильтрационной корки ББР в процессе подготовки ствола скважины к цементированию обеспечивает плотный контакт цементного камня с породой. Уникальные структурно-реологические и низкие фильтрационные свойства раствора обеспечивают минимальное проникновение его в пласт, одновременно раствор характеризуется высокими капсулирующими свойствами, обеспечивая незначительную смачиваемость выбуренной породы, тем самым препятствуя диспергированию шлама, но обеспечивая полное осаждение шлама при низкой скорости течения в отстойниках, желобах и приемных емкостях буровых насосов. Буровой раствор не создает в проницаемых пластах на стенке скважины толстой фильтрационной корки и способствует высокой степени замещения бурового раствора тампонажным.
Входящий в состав бурового раствора антиоксидант предотвращает ферментативное разложение полисахаридов. Эффективность этого раствора с точки зрения сохранения коллекторских свойств пласта не ниже, чем у известных систем буровых растворов с биополимером и мраморной крошкой, но стоимость раствора значительно ниже за счет использования только отечественных реагентов. Исследования показали, что наибольший эффект по сохранению стабильности сланцев достигается в углеводородсодержащих средах в присутствии ингибирующих добавок KCl, силикаты, CaCl2.
За счет повышенного содержания углеводородсодержащей составляющей раствор обладает усиленными ингибирующими свойствами и оптимальными структурно-реологическими показателями, необходимыми для качественной очистки забоя при больших зенитных углах. Полученная прямая эмульсия типа «масло в воде» обладает положительными свойствами растворов на нефтяной основе, но при этом исключаются такие негативные свойства РНО, как экологическая и пожарная опасность. В состав раствора входят полисахаридные реагенты - регуляторы реологических и фильтрационных свойств, ингибиторы набухания и диспергирования глин, эмульгатор, углеводородная среда, при необходимости - кислоторастворимый кольматант.
Этот раствор может быть использован и для бурения горизонтального участка при вскрытии продуктивного пласта, т. Эти системы отличают относительно невысокая стоимость, широкий спектр обрабатывающих реагентов и большой опыт применения. Однако использование таких растворов приводит к необратимой кольматации продуктивных пластов особенно низкопроницаемых, трещиноватых и трещино-поровых коллекторов и требует дополнительных дорогостоящих операций по восстановлению проницаемости пласта.
Безглинистые буровые растворы, плотность которых регулируется концентрацией водорастворимых солей и кислоторастворимых утяжелителей, имеют принципиальное преимущество перед глинистыми при заканчивании скважин за счет исключения из состава кольматанта, трудноудаляемого из ПЗП при освоении. Дополнительным преимуществом таких буровых растворов является более высокое качество крепления скважин. Оптимизация реологических и фильтрационных свойств этих растворов проводится комплексом полисахаридных реагентов.
Высокую плотность растворов могут обеспечивать не только неорганические соли, но и органические, в частности, формиаты щелочных металлов.
Чем ближе значения плотности бурового раствора к значениям плотности шлама, тем проще очистить ствол скважины. Измерительные приборы: Весы для измерения плотности раствора; Весы для определения плотности раствора под давлением; Ареометр. Водоотдача Прежде всего водоотдача контролируется для предотвращения нарастания фильтрационной корки и снижения вероятности дифференциального прихвата. Таким образом необходимость регулировать водоотдачу связана с удельным весом бурового раствора.
Поддержание низких значений водоотдачи в продуктивных пластах для минимизации проникновения твердой фазы и фильтрата и тем самым минимизировать нарушения коллекторских свойств пласта, является общепринятой практикой. Измерительные приборы: Прибор для измерения водоотдачи по спецификации АНИ 35 атм. Химические свойства Химические свойства влияют на: Стабильность ствола скважины Состав бурового раствора нефть, вода, соленость, тип катионов и т.
Например, пластичные породы под влиянием фильтрата раствора набухают, теряют устойчивость и, переходя в буровой раствор, существенно ухудшают его качество. Смачивание этим раствором, рыхлых несцементированных пород вызывает их обвалы или осыпание в ствол скважины. Свойства буровых растворов в значительной мере зависят от минерального состава разбуриваемых пород. Солевые породы вследствие легкой растворимости вызывают коагуляцию буровых растворов. Чаще всего эти системы подвергаются натриевой, кальциевой и магниевой агрессии при разбуривании каменной соли, бишофита, карналита, гипса и других пород. Отрицательное влияние на свойства буровых растворов оказывают минерализованные пластовые воды и рапа. Под их воздействием буровые растворы коагулируют, их структурно-механические и фильтрационные свойства ухудшаются. Пластовые воды имеют различный генезис, отличаются солевым составом, содержат растворенный газ и нерастворимые, но гидролитически разлагаемые водой минералы. По преобладающим анионам выделяют воды гидрокарбонатные, сульфатные и хлоридные. В пределах этих классов выделяют воды по преобладающему катиону кальция, магния или натрия. Наиболее минерализованными являются воды, которые находятся в осадочных породах, содержащих известняки, доломиты, гипсы и каменную соль. Газ, находящийся как в свободном, так и в растворенном состоянии, существенно влияет на изменение свойств буровых растворов. В пластовых водах в небольших количествах растворены гелий, азот, сероводород, а в больших — углекислый газ.
Объясняется это тем, что при циркуляции бурового раствора происходит частичное размывание корки. Причем, после некоторого начального периода формирования корки устанавливается равновесие между ее нарастанием и размывам. Размыв корки начинается с разрушения пограничного или переходного слоя. Пограничный слой образуется над коркой в статических условиях. Этот слой неоднородный. У поверхности корки он практически от нее ничем не отличается. По мере удаления от поверхности корки концентрация твердой фазы в переходном слое падает и на расстоянии 3-5 мм становится равной концентрации бурового раствора. Высоковязкий структурированный слой является той средой, через которую идет диффузия отделившейся жидкой среды. Опыты показали, что смыв пограничного слоя не оказывает существенного влияния на водоотдачу. Величина разрушения пограничного слоя и самой корки зависит и от скорости циркуляции бурового раствора. При более высокой скорости циркуляции бурового раствора происходит турбулентное течение потока и начинается разрушение корки [3]. Известны исследования, из которых следует, что при турбулентном течении бурового раствора эрозия корки возрастает приблизительно пропорционально квадрату скорости циркуляции. По мере перехода к нижним слоям корки замедляется ее разрушение. Объясняется это двумя причинами: 1. Увеличением прочности корок от верхних слоев к нижним.
Основные свойства буровых растворов
Сырьё[ править править код ] Для приготовления буровых растворов используются тонкодисперсные, пластические глины с минимальным содержанием песка, способные образовывать с водой вязкую, долго не оседающую суспензию. Лучшие свойства имеют существенно щелочные натрий разновидности монтморилонитовых бентонитовых глин , глинопорошки, которые применяются главным образом при бурении нефтяных и газовых скважин и для приготовления глинистых растворов с низкой плотностью. Вредными примесями в глинах, ухудшающими стабильность глинистых растворов, являются гипс , растворимые соли , известняк. Согласно техническим условиям ТУ У 39-688-81 [1] основным показателем качества глинистого сырья и глинопорошков, предназначенных для приготовления буровых растворов, является выход раствора — количество кубометров раствора взвеси заданной вязкости, получаемого из 1 т глинистого сырья. Кроме того, регламентируются плотность раствора и содержание песка. Обращение бурового раствора в скважине[ править править код ] Большинство буровых растворов при буровых операциях циркулирует по следующему циклу: Буровой раствор замешивается и хранится в специальных ёмкостях. Буровой насос перекачивает буровой раствор из ёмкости через колонну бурильных труб в скважину.
Буровой раствор по трубам доходит до забоя скважины, где буровое долото разбуривает породу. Затем буровой раствор начинает возвращаться на поверхность, вынося при этом частицы породы шлам , которые были отделены долотом.
По нему определяют: наличие углеводородных газов в водном растворе; содержание горючих газов в кусках породы; характеристики промывочной жидкости и другие полезные данные для инженеров. Анализ позволяет составить подробную кривую скорости бурения. Регулирование свойств бурового раствора Жидкости для промывки ствола предназначены для упрощения бурения и повышения добычи на нефтегазовых месторождениях. Улучшение свойств бурового раствора обеспечивают особые химические реагенты: утяжелители;.
Ось стержня перпендикулярна к плите 9 станины 8. Для закрепления стержня на желаемой высоте служит пружинная защелка 6. На стержне укреплен указатель 3, а на станине—шкала 4 с делениями от 0 до 40 мм. Положение указателя на стержне регулируется стяжным винтом 2.
В нижнюю часть стержня ввинчен на резьбе наконечник-пестик Тетмайера диаметром 10 мм. Рисунок 29.
Раствор не должен быть слишком вязким, так как при большой вязкости давление прокачки раствора особенно в начале или после остановки бурения значительно увеличивается , что может привести к гидроразрыву пласта. Если же раствор будет слишком жидким, то шлам не будет удерживаться в растворе, а будет осаждаться. Водоотдача - показатель, который определяет количество фильтрата бурового раствора, попадающего в пласт, при создании нагрузок на глинистый. Должна быть минимальной.
Водоотдача позволяет минимизировать уход бурового раствора в пласты , которые были уже пробурены, но еще не перекрыты обсадными колоннами, при небольшой репрессии до давления гидроразрыва. Прибор для определения водоотдачи раствора. За показатель фильтрации принимается количество жидкости, отфильтровавшееся через бумажный фильтр за 30 минут при давлении 0,1 МПа. Эти показатели определяют возможность удерживания частиц шлама в растворе при бурении и во время остановки. СНС- статическое напряжение сдвига - усилие, примененное к единице площади, при котором начинается разрушение структуры. Должно быть минимальным, но достаточным для удержания шлама в растворе.
Влияние водоотдачи бурового раствора на процессы бурения
| Глава 8. Контроль содержания твердой фазы. | Применение буровых растворов, вы-полняющих многочисленные функции, помогает достичь данной цели. Контроль функций растворов осуществляется совместно инженерами по буровым раство-рам и теми, кто непосредственно руководит процессом бурения. |
| Буровые растворы: состав, свойства, способы приготовления | В практике бурения применяют буровые растворы на водной (техническая вода, растворы солей и гидрогеля, полимерные, полимер-глинистые и глинистые растворы), углеводной (известково-битумный раствор, инвертная эмульсия) и аэрированных основах. |
| Для обработки буровых растворов | показатель, который определяет количество фильтрата бурового раствора, попадающего в пласт, при создании нагрузок на глинистый. |
Назначение
- Свойства буровых растворов
- Нефтяная скважина. Бурение. Буровой раствор. (3)
- Основные функции
- Проекты по теме:
Буровые растворы. - Бурение нефтяных и газовых скважин
Буровой раствор (англ. drilling fluid, drilling mud; нем. Spülung, Bohrschlamm, Spülflüssigkeit) — сложная многокомпонентная дисперсная система суспензионных, эмульсионных и аэрированных жидкостей, применяемых для промывки скважин в процессе бурения. структурообразователь, регулятор реологии и понизитель водоотдачи бурового раствора, коркообразующий компонент. Ca(CO3)2 - кольматант мелкого и среднего помола, применяемый для образования тонкой фильтрационной корки и утяжеления раствора. Высокая водоотдача бурового раствора позволяет быстрее активировать раствор в породе и эффективно смывать отходы бурения. Это особенно важно при бурении скважин в глинистых и других твердых породах, где необходимо отводить большое количество бурового шлама.
Буровые растворы. - Бурение нефтяных и газовых скважин
При бурении в хемогенных отложениях применяют соленасыщенные глинистые растворы, гидрогели, в случае возможного осыпания и оползней стенок скважины — ингибированные растворы, при воздействии высоких температур — термостойкие глинистые растворы и растворы на углеводородной основе, которые эффективны также при вскрытии продуктивных пластов и при разбуривании терригенных и хемогенных неустойчивых пород. При бурении в условиях, характеризующихся аномально высокими давлениями, применяют утяжеленные буровые растворы, в неосложненных условиях — техническую воду, полимерные безглинистые и полимер-глинистые растворы с низким содержанием твердой фазы. Свойства и их регулирование Эффективность применения буровых растворов зависит от их свойств, к которым относятся плотность , вязкость , водоотдача, статическое напряжение сдвига, структурная однородность, содержание газов, песка; тиксотропия , содержание ионов Na , K , Mg. Толщина осадка на фильтре фильтрационная корка , которая образуется при определении водоотдачи, изменяется в пределах 1-5 мм. Для обеспечения эффективности бурения в зависимости от конкретных геолого-технических условий свойства бурового раствора регулируют изменением соотношения содержания дисперсной фазы и дисперсионной среды и введением в них специальных материалов и химических реагентов. Содержание твердой фазы бурового раствора регулируется трехступенчатой системой очистки на вибрационных ситах; газообразные агенты отделяют в дегазаторе. Кроме того, для регулирования содержания твердой фазы в раствор вводят селективные флокулянты. Особый класс реагентов применяют при регулировании свойств растворов на углеводородной основе. К ним относятся эмульгаторы мыла жирных кислот, эмультал и другие , гидрофобизаторы сульфанол, четвертичные амины, кремнийорганические соединения , понизитель фильтрации органогуматы. Готовят буровые растворы непосредственно перед бурением и в его процессе.
Данный параметр является отношением массы бурового раствора к его объему. Существует кажущаяся и истинная плотность. Первый параметр необходим, чтобы охарактеризовать раствор, который выходит из скважины и содержит газообразную фазу. Второй параметр характеризует раствор без газовой фазы. Чтобы измерить плотность, могут использоваться пикнометры, электронные плотномеры, рычажные весы и ареометры. Вязкость Вязкость бурового раствора — это параметр, который определяется временем течения из традиционной воронки определенного объема данной жидкости. Этот показатель характеризует гидравлическое сопротивление течению. Другими словами, данный параметр характеризует подвижность бурового раствора. Для определения вязкости применяется вискозиметр, состоящий из воронки, сетки и мерной кружки. Перед началом измерений выполняется промывка воронки и мерной кружки. Далее отверстие трубки нужно закрыть пальцем и налить в воронку используемый раствор. Под трубку нужно обязательно подставить мерную кружку.
Проявление так называемого физического фактора заключается в выпучивании глин в скважину под действием аномально высоких поровых давлений в глинах или горного давления в зонах тектонических нарушений, когда глинистые породы «перемяты» при больших углах падения пород. Рассмотрим последовательно действие обоих факторов. Физико-химическое взаимодействие глин с буровыми растворами фильтратом начинается с процессов их гидратации кристаллов глинистых минералов и набухания в микротрещинах. Расклинивающее давление кристаллического набухания проявляется на расстоянии, соизмеримом с толщиной гидратной оболочки и, чем ближе к поверхности, тем выше давление набухания, величина которого достигает тысяч атмосфер. Физическое противостояние таким силам повышение плотности раствора практически не реально. Однако, подавить процесс набухания глин можно физико-химическими методами, именно этот процесс и называется ингибированием. Это достигается с применением в растворах электролитов солей в определенных концентрациях, превышающих порог коагуляции. Из числа известных растворов этого типа гипсовый, хлоркальциевый наиболее эффективным является калиевый раствор. Уникальность этого раствора заключается в том, что ион калия, в сравнение с другими катионами, обладает особым ингибирующим действием. Во-первых, он подавляет процесс набухания глин, адсорбируясь в достаточном количестве на базальных плоскостях, и полностью нейтрализует заряд поверхности. Ион калия является практически негидратируемым катионом, за счет чего достигается надежная коагуляция плоскостей глины. Во-вторых, малый размер гидратированного катиона калия позволяет ему проникать в особые места кристаллической решетки глин и необратимо нейтрализовать отрицательный заряд поверхности глины.
С повышением температуры при минерализации расход КМЦ возрастает. Выравнивание давлений зависит от параметров фильтрующегося раствора: с увеличением водоотдачи и удельного веса скорость выравнивания давлений возрастает. Насыщение солью NaCl растворов приводит к разжижению системы, характеризующейся увеличением водоотдачи , снижением вязкости и тиксо-тропности этих систем. Однако повышение вязкости приводит к снижению механической скорости проходки. Для остальных пород увеличение водоотдачи снижает вынос керна. Поэтому для обеспечения максимального выноса керна необходимо применять буровые растворы средней вязкости с низкой водоотдачей.
Влияние водоотдачи бурового раствора на процессы бурения
1. КМЦ-250 – низковязкий препарат, предназначенный для снижения водоотдачи пресных и слабоминерализованных (содержание NaCl 5-7 %) утяжеленных растворов. Расход реагента 20-30 кг сухого КМЦ на 1 м3 обрабатываемого раствора. показатель, который определяет количество фильтрата бурового раствора, попадающего в пласт, при создании нагрузок на глинистый. Раствор буровой (drilling mud) – дисперсная система, применяемая при строительстве нефтяных и газовых скважин для приведения в движение и охлаждения бурового инструмента, очистки скважин от шлама и создания противодавления на разбуриваемые пласты.
7 тема: «Материалы и реагенты для регулирования свойств буровых растворов» (стр. 1 )
Общее описание бурового раствора. Буровой раствор является комплексной дисперсной системой, состоящей из нескольких компонентов. 6.1 Гомогенные буровые растворы на водной основе 6.1.1 Техническая вода Техническая вода является наиболее доступным и дешевым очистным агентом, в связи с чем, достаточно широко используется при бурении устойчивых пород в случае отсутствия флюидопроявлений. На 100 м3 бурового раствора необходимо добавить нефти 10 т и графита 500 – 700 кг. ПАВ ХТ-48 применяется в буровом растворе в качестве пеногасителя. В практике бурения применяют буровой раствор на водной (технической воде, растворы солей и гидрогели, полимерные, полимерглинистые и глинистые растворы) и углеводородной (известково-битумный раствор, инвертная эмульсия) основах. Общее описание бурового раствора. Буровой раствор является комплексной дисперсной системой, состоящей из нескольких компонентов. Поступающая в скважину пластовая вода увеличивает водоотдачу бурового раствора и вызывает образование на стенках скважины рыхлой и неплотной корки.
Водоотдача (фильтрация) бурового раствора
| Буровые промывочные жидкости | На 100 м3 бурового раствора необходимо добавить нефти 10 т и графита 500 – 700 кг. ПАВ ХТ-48 применяется в буровом растворе в качестве пеногасителя. |
| Влияние водоотдачи бурового раствора на процесс бурения | В практике бурения применяют буровые растворы на водной (техническая вода, растворы солей и гидрогеля, полимерные, полимер-глинистые и глинистые растворы), углеводной (известково-битумный раствор, инвертная эмульсия) и аэрированных основах. |
| Приборы для определения характеристик растворов | Буровой раствор — сложная многокомпонентная дисперсная система суспензионных, эмульсионных и аэрированных жидкостей. |
| Типы буровых растворов (drilling mud types) и технологических жидкостей (technological fluids) | Плотность бурового раствора – это отношение массы к объему, единица измерения – г/см 3 ; кг/м 3. Плотность определяют при помощи пикномеров и весов рычажных плотномеров, а на буровой-специальными ареометрами АГ-ЗПП. |
| Глава 8. Контроль содержания твердой фазы. | Поступающая в скважину пластовая вода увеличивает водоотдачу бурового раствора и вызывает образование на стенках скважины рыхлой и неплотной корки. |
Буровые растворы. - Бурение нефтяных и газовых скважин
Буровые и тампонажные растворы представляют собой многокомпонентные гетерогенные полидисперсные системы и могут быть изучены методами физикохимии дисперсных систем. это способность раствора отдавать воду пористым породам под действием перепада давления. Прежде всего водоотдача контролируется для предотвращения нарастания фильтрационной корки и снижения вероятности дифференциального прихвата. Таким образом необходимость регулировать водоотдачу связана с удельным весом бурового раствора.
Основные технологические свойства буровых растворов. Параметры, характеризующие эти
Прихват может привести к тяжелой аварии. При спуске и подъеме толстая рыхлая корка может быть причиной длительных проработок ствола скважины. Налипшая на бурильный инструмент долото, турбобур, УБТ, замки бурильных труб корка может действовать при подъеме инструмента как поршень и создавать в скважине условия, вызывающие осыпи и обвалы неустойчивых пород. Также может создавать условия для поступления из пласта в скважину газа, нефти и воды, и увеличивать возможность газоводонефтяного выброса.
Толстая глинистая корка отрицательно влияет на качество цементирования скважины, препятствуя прочному сцеплению цементного камня с горной породой. Статическая фильтрация не дает полного представления о реальной величине водоотдачи в скважине. Объясняется это тем, что при циркуляции бурового раствора происходит частичное 26 размывание корки.
Причем, после некоторого начального периода формирования корки устанавливается равновесие между ее нарастанием и размывам. Размыв корки начинается с разрушения пограничного или переходного слоя. Пограничный слой образуется над коркой в статических условиях.
Этот слой неоднородный. У поверхности корки он практически от нее ничем не отличается. По мере удаления от поверхности корки концентрация твердой фазы в переходном слое падает и на расстоянии 3-5 мм становится равной концентрации бурового раствора.
Высоковязкий структурированный слой является той средой, через которую идет диффузия отделившейся жидкой среды. Опыты показали, что смыв пограничного слоя не оказывает существенного влияния на водоотдачу. Величина разрушения пограничного слоя и самой корки зависит и от скорости циркуляции бурового раствора.
При более высокой скорости циркуляции бурового раствора происходит турбулентное течение потока и начинается разрушение корки [3]. Известны исследования, из которых следует, что при турбулентном течении бурового раствора эрозия корки возрастает приблизительно пропорционально квадрату скорости циркуляции. По мере перехода к нижним слоям корки замедляется ее разрушение.
Объясняется это двумя причинами: 1. Увеличением прочности корок от верхних слоев к нижним. По мере размыва коркообразование.
При малой скорости течения промывочной жидкости второй процесс может превалировать и статическая водоотдача может оказаться выше динамической. Фактором снижения динамической водоотдачи является также диспергирование глинистых фракций бурового раствора в процессе циркуляции. Кинетическая устойчивость.
Под действием гравитационного поля, т. В растворе устанавливается определенное равновесное распределение частиц по высоте. Наиболее крупные частицы выпадают в осадок.
Способность глинистого раствора сохранять распределение частиц по всему объему седиментационной или кинетической устойчивостью. Если буровой раствор кинетически остановке циркуляции в нижней части большая часть твердых частиц раствора. В много времени на выравнивание раствора Кроме того, повышается вероятность бурильного инструмента.
С этой целью производят тщательное диспергирование частиц в растворе в процессе его приготовления. Используют высококачественные коллоидные глины. Осуществляют необходимую химическую обработку для усиления пептизации и структурных свойств промывочной жидкости.
Воздействие на буровой раствор должно идти до определенного предела обусловленного условиями бурения. Излишек измельченных глинистых частиц и чрезмерное усиление структурных свойств может привести к резкому увеличению вязкости раствора, особенно после нахождения его в состоянии покоя смена долота. В бурении принято определять кинетическую усточивость глинистого раствора двумя показателями: суточным отстоем и стабильностью.
Суточный отстой определяется по количеству воды выделившейся из бурового раствора при суточном хранении раствора в мерном цилиндре. Определяется в процентах. Он позволяет в известной мере оценить количество свободной воды в 28 глинистом растворе.
С увеличением суточного отстоя количество свободной воды увеличивается, а качество раствора ухудшается. Стабильность непосредственно характеризует устойчивость системы. Концентрация водородных ионов в глинистм растворе.
Важной характеристикой глинистого раствора является концентрация в нем водородных ионов. Присутствие в глинистом растворе водородных ионов связано с процессом диссоциации воды. Диссоциацией называется процесс обратимого разложения молекул вещества на атомы, атомные группы или ионы.
Процесс диссоциации характеризуется степенью диссоциации. Степень диссоциации — это отношение числа молекул, распавшихся на составные части к общему числу молекул, существующих до распада. Вода, которая в буровом растворе является жидкой дисперсионной средой относится к плохо диссоциируемым веществам.
Степень диссоциации воды мала. В результате диссоциации в 1 л воды при 220 С содержится 10-7 грамм ионов водорода и 10-7 грамм ионов гидроксила. При неизменной температуре концентрацию диссоциированных молекул воды и разбавленных водных растворов можно считать постоянной.
Концентрация водородных ионов в глинистом растворе в процессе бурения не является величиной постоянной. Изменение концентрации водородных ионов происходит: 29 1. В результате поступления в раствор пластовой воды.
Различного химического состава разбуриваемых пород. Количества добавленных химических реагентов. Абсолютные значения концентрации водородных ионов являются весьма небольшими величинами.
Как правило, эти величины выражаются дробными числами. Поэтому концентрацию водородных ионов принято выражать водородным показателем — рН. Водородный показатель — это отрицательный десятичный логарифм концентрации водородных ионов.
Изменяется рН в пределах 0-14. По величине рН можно определить какой раствор: нейтральный, щелочной или кислый. Раствор является нейтральным, если концентрация водородных равна концентрации ионов гидроксила, т.
Многие глинистые растворы относятся к щелочным. Установлена определенная связь между свойствами бурового раствора, реагентов и величиной рН: 1. С увеличением увеличивается.
С увеличением рН уменьшается фильтрация раствора. Промывочные жидкости, обработанные некоторыми химическими реагентами, стабильны лишь в определенном узком диапазоне рН. И за пределами этого диапазона расход реагента резко увеличивается.
Термостабильность отдельных высокомолекулярных реагентов существенно увеличивается, если поддерживать оптимальное значение рН среды. С изменением рН промывочной жидкости иногда связано возникновение осложнений. По изменению рН раствора можно судить о прохождении солевых отложений.
При значении рН 11 — бактериального разложения глинистый раствор. Зная величину рН можно определить в каждом конкретном случае необходимость и условия химической обработки промывочной жидкости. Водородный показатель рН определяют жидкостях на водной основе и их фильтратах.
В лабораторных условиях используют рН -метры, диапазон измерений рН 1-14 Содержание шлама песка. В твердой фазе глинистого раствора различаются следующие частицы по Шрейнеру Л. Элементарные глинистые пластинки.
Первичные глинистые частицы, представляющие собой пачки элементарных пластинок. Агрегаты из первичных глинистых частиц. Высокодисперсные частицы пород, находящиеся в глине в качестве механических примесей.
Песок, состоящий из частиц кварца и других инертных пород, а также из крупных нераспустившихся комочков глины. Высокодисперсные наиболее активные фракции глинистого раствора состоят из первых трех групп. Частицы четвертой группы 31 можно считать активным наполнителем глинистого раствора.
Эти частицы способствуют увеличению структурно-механических свойств раствора. Частицы пятой группы относятся к категории механических примесей глинистого раствора. Содержание твердых примесей характеризует загрязненность глинистого раствора песком и недиспергироваными частицами глины и других горных пород.
С увеличением шламовых частиц в растворе повышается износ бурильных труб, долот, забойных двигателей, насосов, очистных устройств, повышается вязкость раствора и толщина глинистой корки. Измеряется этот показатель с поомщью отстойника типа ОМ-2, в процентах. Смазочные свойства.
Эти свойства характеризуют способность бурового раствора снижать износ взаимодействующих тел и потерю инергии на трение. Повышение смазочных свойств имеет большое значение: 1. Для снижения прихватов и затяжек бурильного инструмента.
Снижения снижения трения. Снижения крутящего момента бурильных труб при роторном бурении. Смазочные свойства буровых растворов измеряются с помощью различных приборов определяют коэффициент трения трубы о глинистую корку и т.
Содержание газа в глинистом растворе. В промывочную жидкость в том или ином количестве происходит поступление газа. Газ поступает в виде воздуха в открытой части циркуляционной системы на поверхности земли.
Воздух в раствор может попадать при его приготовлении. Воздух поступает в буровой раствор при добавлении в него сухого утяжелителя и глинопорошка. Поступление природных газов происходит при вскрытии 32 нефтегазонасыщенных горизонтов.
Относительно медленная диффузия газа происходит тогда, когда гидростатическое давление бурового раствора в скважине больше чем пластовое давление Ргидр. При значительном поступлении природного газа происходит быстрое падение плотности бурового раствора. В результате может произойти газонефтяной выброс.
Кроме того, насыщение газом раствора нарушает ритмичную работу гидравлической части буровых насосов. Для снижения газонасыщенности растворов производят дегазацию и по возможности исключают благоприятные условия для поступления газа в промывочную жидкость. Содержание газа в буровом растворе можно определить с помощью прибора ВГ-1.
По конструкции он подобен прибору ВМ-6 для определения водоотдачи. Отличие в том, что цилиндр и плунжер имеют большую длину, шкала сделана двойной. Нижняя часть служит для определения содержания газа, а верхняя для определения водоотдачи.
Коэффициент определяется: сжимаемости промывочной жидкости где V — исходный объем промывочной жидкости, налитой в стакан прибора ВГ-1, см3. Основные функции промывочных растворов. Как классифицируются промывочные растворы в зависимости от состава дисперсионной среды и дисперсной фазы?
Что характеризует коэффициент активности глины? Из какого вида глины получается наиболее качественный буровой раствор? В каких случаях эффективно использовать палыгорскитовую глину?
Как определяется плотность промывочной жидкости? Что характеризует статическое напряжение сдвига? Какие различают виды фильтрации бурового раствора?
Что характеризует водородный показатель рН? С какой целью вводят в промывочную жидкость смазочные добавки? Типы буровых растворов и условия их применения Буровые растворы выполняют функции, которые определяют не только успешность и скорость бурения, но и ввод скважины в эксплуатацию с максимальной продуктивностью.
Основные из этих функций обеспечение быстрого углубления, сохранения в устойчивом состоянии ствола скважины и коллекторских свойств продуктивных пластов. Выполнение указанных функций зависит от взаимодействия раствора с проходимыми породами. Характер и интенсивность этого взаимодействия определяются природой и составом дисперсионной среды.
По составу этой среды буровые растворы делятся на три типа: растворы на водной основе, растворы на нефтяной основе и газообразные агенты. Тип бурового раствора, его компонентный состав и границы возможного применения устанавливают исходя из геологических условий: физико-химических свойств пород и содержащихся в них флюидов, пластовых и горный давлений, забойной температуры [5]. Буровые растворы на водной основе Применение технической и морской воды в качестве бурового раствора связано в этом случае с наличием благоприятных для процесса бурения свойств.
Однако вода как буровой раствор имеет недостатки: в перерывах между циркуляциями она не удерживает шлам в скважине во взвешенном состоянии, глинистые отложения набухают, разупрочняются, снижается устойчивость ствола скважины. Поэтому применение воды как эффективного бурового раствора допустимо лишь при бурении сравнительно неглубоких скважин твердых неглинистых породах карбонатно — песчаного комплекса, а также в гипсах и других отложениях. Фильтрация воды в продуктивные пласты резко снижает их нефтеотдачу вследствие создания водяного барьера, образование устойчивых водонефтяных эмульсий, набухания содержащихся в пласте глинистых минералов, препятствующих притоку нефти в скважину, что серьезно затрудняет освоение и ввод скважин в эксплуатацию.
Нестабилизированные глинистые суспензии и суспензии из выбуренных пород применяют в основном при бурении с поверхности в сравнительно устойчивом разрезе, сложенном малопроницаемыми породами. В процессе бурения показатели глинистых суспензий из выбуренных разбавлением водой. Используются при разбуривании 35 глинистых отложений, гипсов, ангидритов и карбонатных пород.
Главной функцией лигносульфонатных реагентов является понижение вязкости, основанное на сочетании стабилизирующего и ингибирующего эффектов. Ингибирующее действие кальциевой ССБ в пресных растворах мягче, чем действие извести. Раствор термостоек до 130оС.
В зависимости от качества исходной глины на приготовление 1м лигносульфонатного раствора требуется в кг : глины 80-200, ССБ 30-40, УЩР 10-20, Na OH 5-10, пеногасителя 5-10, воды 940900, утяжелителя — до получения раствора необходимой плотности. Хромлигносульфонатные растворы Хромлигносульфонатные растворы — буровые глинистые растворы, стабилизированные хромлигносульфонатными феррохромлигносульфонатными реагентами окзил, ФХЛС, КССБ4 или указанными реагентами в сочетании с полимерами КМЦ, М14, метас, гипан. Эти растворы предназначены для разбуривания глинистых и аргиллитоподобных пород при высоких забойных температурах.
Они отличаются более высокой по сравнению с гуматными и лигносульфонатными растворами устойчивостью к заглущающему действию глин и более высокой термостойкостью 1800 С. Наибольший разжижающий бурового раствора 9-10. Для приготовления 1 м3 хромлигносульфонатного раствора, в состав которого входят полимерные реагенты, в пересчете на сухие вещества необходимо в кг : глины — 40-100, NaOH 3-5, полимерного реагента КМЦ, М-14, метас и др.
В качестве основы для хромлигносульфонатного раствора могут быть использованы глинистая суспензия, приготовленная из предварительно гидратированной и диспергированной глины, или ранее применявшийся раствор. В хромлигносульфонатный, как и в лигносульфонатный, можно перевести любой пресный раствор. Регулирование показателей хромлигносульфонатного раствора аналогично лигносульфонатному.
Показатель фильтрации регулируется добавками полимерного реагента 0,5 — 1 кг реагента на 1 м3 бурового раствора. Полимерные недиспергирующие растворы Полимерные недиспергирующие буровые растворы — водные растворы высокомолекулярных полимеров акрилатов, полисахаридов , структурируемые малыми добавками бентонита или без него. Эти растворы предупреждают диспергирование разбуриваемых пород и повышение содержания твердой и глинистой фаз в растворе.
Они характеризуются низким содержанием глинистой фазы, что способствует улучшению показателей бурения повышению механической скорости проходки и проходки на долото. Главная проблема применения полимерных недиспергирующих растворов — предотвращение обогащения их выбуренной породой. Поэтому в состав раствора входят специальные реагентыфлокулянты селективного действия например, гидролизованный полиакриламид — ГПАА , флокулирующие кальциевую глину и грубодисперсную фракцию выбуренной породы.
Термостойкость поилимерных недиспергирующих растворов 37 зависит от применяемых полимеров. Наибольшую термостойкость да 2500 С имеют растворы на основе акриловых полимеров. Полимерные растворы могут быть безглинистыми.
В этом случае раствор представляет собой воду с добавкой полимера, обычно негидрализованного ПАА, улучшающего реологические свойства воды и ее выносящую способность и флокулирующего выбуренную породу. Для приготовления полимерного недиспергирующего раствора можно использовать пресный раствор, обработанный УЩР. При разбуривании высококоллоидных глин регулирование реологических свойств полимерных растворов затруднено.
В таких случаях в раствор дополнительно вводят неорганические электролиты. Обычно их применяют в соотношении 1:5 - 1:10. Ингибирующие растворы Для снижения интенсивности перехода выбуренной породы в глинистый раствор, повышения устойчивости стенок скважины используют так называемые ингибирующие растворы, в состав которых входит неорганический электролит или полиэлектролит.
Снижение размокаемости и диспергирования выбуренных шламов достигается в результате: а ввода в суспензию электролита, содержащего поливалентный катион гипс, хлорид кальция ; б добавки солей поливалентных металлов, переходящих в растворе в гидрооокиси; г обработки высокощелочными соединениями, увеличивающими глиноемкость буровых растворов; д использования модифицированных лигносульфонатов; е обработки раствора полимерными соединениями. К ним относят растворы, обработанные лигносульфонатами в сочетании с едким натром, известковые, алюминатные, безглинистые, солестойкие. Все высокощелочные системы ограниченно термостойки, и чем выше коллоидальность разбуриваемых пород, тем ниже термостойкость раствора.
Химические реагенты-стабилизаторы в высокощелочной среде работают хуже.
Жидкость как внешняя среда активно участвует в процессе механического разрушения горных пород, проникая в глубину деформируемого тела — в зону предразрушения, представляющую собой деформированные слои с повышенной трещиноватостью. Активность жидкости может быть значительно повышена небольшими добавками к ней специальных веществ, получивших название понизителей твердости. Воздействие этих веществ на процесс разрушения горных пород основано на усилении физико-химического взаимодействия дисперсионной среды с развивающимися в процессе механического разрушения новыми поверхностями горной породы. Дисперсионная среда бурового раствора с добавленными понизителями твердости, проникая в зону предразрушения и распределяясь по микротрещинам, образует на поверхностях горных пород адсорбционные пленки сольватные слои. Эти пленки производят расклинивающее действие в зонах, расположенных вблизи поверхности обнажаемых горных пород, вследствие чего создаются лучшие условия их разрушения. Чем сильнее при этом связь смачивающей жидкости с поверхностью тела, тем сильнее расклинивающее действие адсорбционно-сольватных слоев. Наблюдения показали, что при бурении с добавкой в буровой раствор понизителей твердости зоны предразрушения горных пород становятся более развитыми, зародышевые щели распространяются значительно глубже и количество их увеличивается по сравнению с воздействием жидкости малоактивной, без адсорбирующихся добавок. Поверхностно-активные вещества, адсорбируясь на обнажаемых поверхностях микротрещин, способствуют снижению свободной поверхностной энергии тела, что уменьшает величину необходимой для разрушения работы и облегчает разбуривание горной породы.
Эффективность действия понизителей твердости зависит от механических условий разрушения прежде всего периодичности силовых воздействий , химической природы самих реагентов, их концентрации в буровом растворе и физико-химических свойств горных пород. На поверхностях твердого тела в качестве понизителей твердости могут адсорбироваться как поверхностно-активные молекулы органических веществ не электролитов , так и ионы электролитов. В качестве основных понизителей твердости пород используются кальцинированная сода, едкий натр, известь негашеная и гашеная и различные мыла. Понизители твердости пород помогают процессу дальнейшего диспергирования находящегося в круговой циркуляции бурового шлама. Это имеет особенно важное значение при бурении с промывкой забоя естественными промывочными растворами, дисперсная фаза которых образуется из частичек твердых пород, диспергированных механическим воздействием долота на забой. Применяемые для стабилизации естественных карбонатных растворов поверхностно-активные вещества проникают в трещины довольно больших частичек шлама, откалываемых от забоя ударами зубьев долота. Адсорбируясь на вновь образованных поверхностях, оказывая расклинивающее действие и понижая поверхностное натяжение, эти вещества способствуют дальнейшему диспергированию шлама до частичек коллоидного размера, остающихся в системе в качестве дисперсной фазы раствора. Сохранение устойчивости стенок скважины Сохранение устойчивости стенок скважины — непременное условие нормального процесса бурения. Причина обрушения стенок — действие горного давления.
Смачивание горных пород рыхлого комплекса в процессе бурения с промывкой резко уменьшает прочность стенок скважины и, следовательно, их устойчивость. Чем дальше распространяется зона смачивания, тем интенсивнее идет процесс разрушения стенок. Этот процесс усиливается вследствие размывающего действия промывочной жидкости, наличия в ней веществ, способствующих разрушению горных пород. Нежелательное изменение свойств пород устраняется подбором рецептуры промывочной жидкости. В частности, в нее вводят компоненты, придающие ей крепящие свойства. Кроме того, ряд промывочных жидкостей содержит твердую фазу, которая, отлагаясь при фильтрации в порах и тонких трещинах, образует малопроницаемую для жидкой фазы корку. Такая корка, обладая определенной механической прочностью, связывает слабосцементированные частицы горных пород, замедляет или полностью останавливает процесс дальнейшего распространения смоченной зоны вокруг ствола скважины. Сохранению устойчивости стенок скважины способствует гидростатическое давление промывочной жидкости. Однако с его ростом увеличивается интенсивность проникновения промывочной жидкости в горные породы, падает механическая скорость бурения.
В этих условиях еще более повышается изолирующая и закрепляющая роль фильтрационной корки. Большее значение гидростатическое давление промывочной жидкости приобретает при бурении трещиноватых пород, а также пород и минералов, обладающих свойством медленно выдавливаться в скважину под действием горного давления например, соли: галит, карналлит и др. Создание достаточно высокого гидростатического давления позволит сохранить устойчивость стенок скважины в таких условиях.
Такого типа осложнения происходят при бурении глубоких скважин. То же самое наблюдалось, когда кальциевые буровые растворы оставлялись за НКТ в качестве пакерных жидкостей.
Проблема ещё более осложняется при более высоких температурах и большом содержании твёрдой фазы небольшого удельного веса. Загущение происходит в результате реакции между нонами гидроксильных групп каустической содой , кальцием и глинами, содержащимися в буровом растворе. Происходит необратимая реакция, в результате которой образуется амино-силикат кальция или обычный цемент. Эту реакцию обычно называют высокотемпературной цементацией. Степень затвердевания может быть различной- от пластического состояния до образования твёрдой бентообразной массы.
Содержание твердой фазы бурового раствора регулируется трехступенчатой системой очистки на вибрационных ситах; газообразные агенты отделяют в дегазаторе. Кроме того, для регулирования содержания твердой фазы в раствор вводят селективные флокулянты. Особый класс реагентов применяют при регулировании свойств растворов на углеводородной основе.
Для обработки буровых растворов
Измерение водоотдачи буровых растворов. Для измерения водоотдачи служит прибор ВМ-6 (рис.1), имеющий фильтрационный и напорный узлы. Химический состав бурового раствора, большое давление на выходе бурового рас-твора и время проходки через продуктивную зону, все это вызывает повреждение пласта. Буровой раствор (англ. drilling fluid, drilling mud; нем. Spülung, Bohrschlamm, Spülflüssigkeit) — сложная многокомпонентная дисперсная система суспензионных, эмульсионных и аэрированных жидкостей, применяемых для промывки скважин в процессе бурения.