Принципы регулирования свойств промывочных жидкостей
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.
Заданные свойства жидкости получают, подбирая состав и вид компонентов. Наибольшую сложность представляет получение дисперсных буровых растворов, так как здесь очень важное значение имеет степень дисперсности твердой фазы и характер ее взаимодействия с остальными компонентами. Изменяя степень дисперсности, можно при одном и том же составе бурового раствора в широких пределах варьировать некоторыми и в первую очередь реологическими свойствами промывочного агента.
Приготовление бурового раствора путем смешивания дисперсной фазы с дисперсионной средой в подавляющем большинстве случаев не обеспечивает требуемых свойств. Параметры такой дисперсной системы должны быть доведены до необходимых значений, что достигается применением средств регулирования свойств буровых растворов и в первую очередь добавок активно действующих веществ.
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).
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.
В процессе бурения 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:
— измеряемые параметры должны быть общепринятыми, обязательными для всех организаций и предприятий бурения, иначе невозможно создать рекомендации по регулированию параметров в разных районах;
— методы измерения параметров должны быть едиными и доступными для применения непосредственно у бурящихся скважин, так как может быть нарушена оперативность регулирования их, а следовательно, и технология бурения;
— 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;
— 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.
Нам важно ваше мнение! Был ли полезен опубликованный материал? Да | Нет
Источник
Регулирование физико-химических свойств промывочных жидкостей
Основные причины изменения свойств промывочной жидкости в процессе бурения — увеличение концентрации твердой фазы за счет частиц разбуренных пород, механическое и физико-химическое диспергирование этих частиц, поступление пластовых вод и газов, растворение пород, увеличение с глубиной температуры и давления, бактериальное воздействие.
В очистной системе удаляются от 50 до 90 % массы частиц разбуренных пород; остальные наиболее тонкодисперсные фракции этих частиц остаются в промывочной жидкости. На смачивание их расходуется часть дисперсионной среды: чем больше поверхность частиц твердой фазы, тем больше расход дисперсионной среды на смачивание. Поэтому по мере накопления твердой фазы и роста удельной поверхности ее в результате диспергирования частиц возрастают реологические свойства промывочной жидкости, изменяются фильтратоотдача и толщина корки. Эти изменения происходят особенно интенсивно при разбуривании высококоллоидальных глинистых пород с применением промывочной жидкости на водной основе.
Если в промывочную жидкость на водной основе попадает пресная вода, уменьшаются показатели реологических свойств, статическое напряжение сдвига, возрастает водоотдача, ухудшается стабильность. Более сложно на свойства такой жидкости воздействие минерализованных пластовых вод. Увеличение водосодержания должно способствовать разжижению промывочной жидкости. Но между глинистыми частицами и ионами минерализованной воды происходят обменные химические реакции. Поэтому если водосодержание промывочной жидкости увеличивается незначительно, а минерализация возрастает умеренно, возможна гидрофильная коагуляция, в результате которой уменьшается толщина гидратных оболочек на глинистых частицах, возрастают статическое напряжение сдвига, условная вязкость, водоотдача и толщина фильтрационной корки. Если же минерализация возрастает сильно, возможна полная нейтрализация зарядов глинистых чешуек и флокуляция их в крупные агрегаты; при этом суспензия расслаивается на твердую и жидкую фазы, утрачивает тиксотропные свойства, ее водоотдача возрастает еще больше.
С увеличением температуры уменьшается пластическая вязкость промывочных жидкостей и возрастает фильтратоотдача; статическое и динамическое напряжение сдвига глинистых суспензий, как правило, возрастают. Глинистые суспензии, обработанные кальцием, при температуре свыше 130 °С могут затвердевать в результате образования гидроалюмосиликатов кальция при реакциях кальция с глиной и кремнеземом.
Увеличение давления мало сказывается на свойствах жидкости на водной основе, если она не газирована. В случае же жидкостей на углеводородной основе с увеличением давления плотность, вязкость, динамическое напряжение сдвига возрастают тем значительнее, чем выше температура.
В большинстве случаев для бурения используют химически обработанные промывочные жидкости на водной основе. Причиной ухудшения их свойств может быть также разложение химических реагентов при повышении температуры выше некоторого предела либо под воздействием бактерий.
Необходимость регулирования в процессе бурения свойств промывочной жидкости может быть вызвана рядом причин: изменением с глубиной состава горных пород и насыщающих их жидкостей, коэффициентов аномальности пластовых давлений или индексов давлений поглощения; ростом температуры и другими неблагоприятными факторами.
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/м 3 , атакже 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:
- глинистая суспензия + ГКЖ;
- глинистая суспензия + НТФ;
- 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.
Источник
Принципы регулирования свойств промывочной жидкостей.
Необходимость в регулировании свойств бурового раствора возникает в следующих случаях:
при приготовлении — для получения раствора с заданными свойствами;
в процессе бурения — для поддержания требуемых функций;
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.
Осложнения, вызывающие нарушение целостности стенок скважины.
Нарушение целостности стенок скважины происходит в определенных геологических условиях при наличии пластичных и раздробленных пород, а также пород, разбухающих и расслаивающихся при механическом и физико-химическом воздействии буровых растворов.
В частности, нарушение целостности стенок вызывают обвалы или обрушения, которые происходят в результате смачивания раствором глин, аргиллитов или глинистых сланцев. Обвалы и осыпи могут происходить в результате механического воздействия бурильного инструмента или действия тектонических сил. Характерными признаками появления обвалов являются: повышение давления в нагнетательной линии бурового насоса, прихваты бурильной колонны и обильный вынос кусков породы. Образование каверн затрудняет вынос шлама из-за уменьшения скорости восходящего потока промывочной жидкости.
Одна из основных причин, вызывающих нарушение целостности стенок, – достижение породами предельного напряженного состояния в приствольной зоне скважины.
При прохождении монтмориллонитовых глин и аргиллитов происходит их набухание. За счет этого ствол скважины сужается, что приводит к затяжкам и прихватам бурильного инструмента. В случае прохождения высокопластичных пород и при недостаточном противодавлении на эти пласты породы ползут, заполняя ствол скважины. Выдавливание глинистых или соляных пород в скважину вызывает деформацию кровли и подошвы пласта. Явление ползучести обусловливает смятие обсадных и насосно-компрессорных труб. Проявление ползучести горных пород усиливается с ростом глубины бурения и увеличением температуры пород.
При проводке искривленных и наклонно-направленных скважин, когда велика площадь контакта бурильной колонны со стенками скважины, в стенках образуются желоба. Желобообразование развивается постепенно с увеличением числа рейсов бурильного инструмента. В этих условиях возрастает опасность заклинивания инструмента. Для предупреждения этого процесса следует использовать предохранительные кольца и обеспечивать максимальную проходку на долото.
Для предупреждения и ликвидации последствий обрушений, набухания и ползучести горных пород следует использовать утяжеленные буровые растворы, обеспечивать высокие скорости проходки, не допускать длительного пребывания бурильной колонны в покое.
Еще один вид осложнений: во время прохождения соляных пород происходит их растворение, что является причиной кавернообразования. В подобных случаях следует применить один из следующих технологических приемов: форсировать режим бурения, насытить солью промывочную жидкость или применить безводные буровые растворы.
Источник
