Повышение термостойкости буровых промывочных растворов

     4 Спецтема: Повышение термостойкости буровых промывочных растворов 

     4.1 Введение 

    В кругу проблем нефтепромысловой химии одно из первых мест принадлежит буровым растворам. Это обусловлено их значением как среды, в которой происходит разрушение горных пород, и тем, что они несут ряд ответственных технологических функций, в большой мере определяющих успех бурения. Современные буровые растворы представляют собой сложные многокомпонентные системы, приготовление и регулирование свойств которых все более выделяется в самостоятельную отрасль буровой техники, имеющую свои специфические проблемы и особенности. Придание буровым растворам заданных свойств и показателей и поддержание их на определенном уровне в период углубления скважины является весьма сложной технической задачей, которая разрешается средствами и методами химической обработки, под которой следует понимать весь комплекс физико-химических воздействий на раствор.

     Актуальность темы. Современное состояние и перспективы развития химической обработки буровых растворов требуют неукоснительного обеспечения не только технологических свойств коагуляционным системам для выполнения ими прямого функционального назначения, но и комплекса физико-химических свойств для успешного углубления скважин.

     Результаты бурения глубоких и сверхглубоких скважин в различных горногеологических условиях показали, что принятие компромиссных решений приводит в целом ряде случаев к возникновению осложнений и аварий.

     Так, использование термоустойчивых рецептур буровых растворов при не соблюдении комплекса технологических свойств для выполнения функционального назначения буровой системы приводит к тяжелым последствиям в случае, например, низкой ингибирующей способности или высокой эррозионной активности этой системы.

     Таким образом, разработка термостойких полисахаридных буровых растворов, обеспечивающих безаварийную проводку скважин с оптимальными технико-экономическими показателями является актуальной проблемой и зависит от решения комплекса задач, направленных на создание и регулирование физико-химических и функциональных технологических показателей коагуляционных систем.

     Решение поставленной задачи достигается путем использования для обработки буровых растворов набора химических реагентов.

     Цели:

     1) исследование реагентов, повышающих устойчивость глинистых буровых растворов к высоким температурам;

     2) анализ лабораторных исследований глинистых растворов с добавкой термостойких реагентов.

     Задачи:

     1) проанализировать литературные данные;

     2) изучить реагенты, устойчивые к высоким температурам;

     3) предложить методы решения проблемы. 
 

 

     4.2 Буровые промывочные растворы

     4.2.1 Понятие о буровом растворе

     При бурении вращательным способом в скважине постоянно циркулирует поток жидкости, которая ранее рассматривалась только как средство для удаления продуктов разрушения (шлама). В настоящее время она воспринимается, как один из главных факторов обеспечивающих эффективность всего процесса бурения.

     При проведении буровых работ циркулирующую в скважине жидкость принято называть - буровым раствором или промывочной жидкостью Буровой раствор кроме удаления шлама должен выполнять другие, в равной степени важные функции, направленные на эффективное, экономичное, и безопасное выполнение и завершение процесса бурения. По этой причине, состав буровых растворов и оценка его свойств, становится темой большого объема научно-практических исследований и анализа. 

    4.2.2 Условия бурения с применением буровых промывочных жидкостей 

     В процессе бурения нарушается равновесие пород, слагающих стенки скважин. Устойчивость стенок зависит от исходных прочностных характеристик горных пород, их изменения во времени под действием различных факторов. Большая роль здесь принадлежит процессу промывки и промывочному агенту. Основная задача промывки – обеспечение эффективного процесса бурения скважин, она включает в себя сохранение, как устойчивости стенок скважин, так и керна. 
В условиях, когда нарушена целостность породы, большую роль играет горное давление. В приствольной части скважины оно проявляется как в вертикальном, так и в горизонтальном направлении. Боковое давление является следствием вертикального и вызывает касательные напряжения, способствующие выпучиванию пород, сужению ствола и обвалообразованию. Величина касательных напряжений зависит не только от горного давления, но и от давления промывочной жидкости. 

     4.2.3 Способы промывки 

     При бурении скважин промывочная жидкость должна циркулировать по замкнутому гидравлическому контуру. В зависимости от вида гидравлического контура все существующие системы промывки делятся на две группы:

     1) системы промывок с выходом раствора на поверхность;

     2) системы промывок с внутрискважинной циркуляцией.

     В зависимости от направления движения промывочной жидкости по отношению к буровому инструменту промывка с выходом ее на поверхность осуществляется по одной из приведенных на рисунке 4.1. схем. 

 

а –  прямая промывка, б – обратная промывка, в – обратная промывка через двойную  колонковую трубу, г – комбинированная  промывка

Рисунок 4.1 Схемы промывки с выходом бурового раствора на поверхность 
 

     4.2.4 Функции бурового раствора 

     Существуют следующие функции бурового раствора:

     1). Удаление продуктов разрушения из скважины;

     2). Охлаждение породоразрушающего инструмента и бурильных труб;

     3). Удержание частиц выбуренной породы во взвешенном состоянии;

     4). Создание гидростатического равновесия в системе "ствол

скважины  – пласт";

     5). Сохранение проницаемости продуктивных горизонтов;

     6). Перенос энергии от насосов к забойным механизмам;

     7). Обеспечение проведения геофизических исследований;

     8). Предохранение бурового инструмента и оборудования от коррозии и абразивного износа;

     9). Закупоривание каналов с целью снижения поглощения бурового раствора и водопритоков;

     10). Предотвращение газо-, нефте-, водо проявлений;

     11). Снижение коэффициента трения. 

     4.2.5 Классификация буровых растворов 

     В практике бурения в качестве буровых растворов используются:

     1) вода;

     2) водные растворы;

     3) водные дисперсные системы на основе:

        – добываемой твердой фазы (глинистые, меловые, сапропелевые, комбинированные растворы);

        – жидкой дисперсной фазы (эмульсии);

        – конденсированной твердой фазы;

        – выбуренных горных пород (естественные промывочные жидкости);

     4) дисперсные системы на углеводородной основе;

     5) сжатый воздух.

     В исключительных условиях для промывки скважин используются углеводородные жидкости (дизельное топливо, нефть).

Все дисперсные системы с твердой фазой могут  быть с малым (до 7%), нормальным (до 20 – 22%) и повышенным содержанием (более 20 – 22%) твердой фазы.

     Буровые растворы в определенных условиях могут искусственно насыщаются воздухом и переходят в категорию аэрированных. В воде и водных растворах воздух в зависимости от его содержания может выступать в качестве дисперсной фазы или дисперсионной среды. В последнем случае промывочные жидкости называют пенами.

     По назначению буровые растворы подразделяются на:

     1) жидкости для нормальных геологических условий бурения (вода, некоторые водные растворы, нормальные глинистые растворы);

     2) жидкости для осложненных геологических условий бурения. 

     4.2.6 Параметры буровых растворов 

     Буровой раствор не может в одинаковой мере выполнять все функции. И главное не всегда это необходимо. Поэтому для конкретных условий бурения определяется набор основных функций бурового раствора и те свойства, которые обеспечат их выполнение. Задаче получения заданных свойств должны быть подчинены все работы по подбору рецептур (состава) раствора и их регулированию. При этом необходимо сохранить на приемлемом уровне остальные параметры промывочного агента.

     В процессе бурения буровой раствор взаимодействует с разбуриваемыми породами, пластовыми водами, подвергается воздействию механических нагрузок, температуры, давления, атмосферного воздуха, осадков. В нем происходят внутренние процессы, связанные с ослаблением электрических зарядов на частицах и старением составляющих компонентов. Все это приводит к ухудшению свойств раствора, он теряет способность выполнять необходимые функции. Поэтому в процессе бурения требуется восстанавливать и поддерживать его необходимые свойства. 
     Нередко чередование пород в геологическом разрезе вызывает необходимость в изменении некоторых функций бурового раствора. Поэтому, если можно не заменять раствор, его свойства регулируют в процессе бурения на подходе к соответствующему интервалу.

     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).

 

     4.2.7 Методы измерения параметров буровых растворов 

     1) Плотность

Прибор  АБР-1 предназначен для измерения  плотности буровых или любых  других растворов.

     Прибор состоит из мерного стакана, донышка, поплавка, стержня и съемного калибровочного груза.. 

Рисунок 4.2 - Прибор АБР-1 

     Диапазон измерения плотности, г/см.куб:

    - с калиброванным грузом 0,8...1,7

     - без калиброванного груза 1,7...2,6

     Цена деления шкалы ареометра (основной и поправочной), г/см.куб 0,01

Рабочая среда ареометра - вода плотностью 0,96...1,039 г/см.куб. при температуре 5...50С° 

     2) Условная вязкость

     Стандартные полевые измерения вязкости бурового глинистого раствора проводятся с помощью вискозиметра буровых растворов ВБР-1 (рисунок 4.3)

     Вискозиметр ВБР-1, служащий для измерения условной вязкости, состоит из воронки, герметично соединенной трубки, сетки и мерной кружки.

     Порядок определения: взяв в руку воронку, устанавливают сетку на выступы, зажимают нижнее отверстие пальцем правой руки и заливают через сетку испытуемую жидкость до верхней кромки вискозиметра. Подставив мерную кружку под трубку вискозиметра, убирают палец и одновременно левой рукой включают секундомер. Воронку необходимо держать вертикально. Когда мерная кружка наполнится до края, останавливают секундомер, а отверстие воронки вновь закрывают.