Основы течения жидкости и механика буровых растворов

Основы течения жидкости и механика буровых растворов

 

Жидкость, текущая по трубопроводу, всегда имеет неподвижный слой на стенке трубы. Скорость неподвижного слоя равна нулю, а скорость соседних слоев постепенно увеличивается до максимальной в центре трубопровода

неподвижный слой

направление

потока

 

Р₁ Vmax P₂

 

Рис.1: Vmax – максимальная скорость; Р₁ и Р₂ – начальное и конечное давление

 

Скольжение слоев жидкости одного относительно другого сопровождается напряжением сдвига (или сопротивлением), которое зависит от скорости и вязкости жидкости.

Вязкость. Под вязкостью понимается свойство жидкости сопротивляться относительному перемещению ее частиц. Таким образом, вязкость – мера внутреннего трения, определяемая силами сцепления молекул жидкости. Вязкость зависит от типа жидкости и ее температуры. Температура существенно влияет на межмолекулярные расстояния. С повышением температуры жидкости расстояние между молекулами увеличивается, а силы сцепления и, следовательно, вязкость уменьшаются.

В газах с повышением температуры силы колебания молекул превышают силы сцепления, что приводит к повышению вязкости.

Для буровых растворов, состоящих из воды и твердых частиц, вязкость определяется вязкостью дисперсионной среды и количеством, размером и формой частиц.

Рассмотрим элементарный кубик жидкости, к которому параллельно поверхности поперечного сечения S приложена сила F

 

 

Рис.2 Рис.3

 

Напряжение сдвига определяется по формуле:

 

t=F/S (1)

Это напряжение вызывает деформацию кубика жидкости и последний принимает ромбическую форму.

Деформация жидкости рассматривается как скорость сдвига и описывается отношением разности скоростей вверху (V+dV) и внизу (V) деформированного кубика к его высоте (dr).

Изменение скорости сдвига (g, С^-1) определяется следующим выражением:

 

(2)

 

Исследования показывают, что напряжение сдвига t зависит от изменения скорости сдвига V линейно и нелинейно. Жидкости с линейной зависимостью между t и g называются ньютоновскими и для них вязкость h может быть определена формулой: t=h× g (3)

Подставив выражения (1) и (2) в уравнение (3), получим:

Знак минус показывает, что скорость от центра к стенке трубы уменьшается при увеличении расстояния dr (на стенке находится неподвижный слой).

Под выражением «вязкость» в уравнениях понимается «динамическая вязкость». Вязкость жидкости измеряется в Па× с.

Типы жидкости

Ньютоновская жидкость. Она характеризуется линейной зависимостью между t и g. В жидкостях этого типа вязкость – постоянная величина и зависит только от температуры (рис.4). Примером ньютоновской жидкости является нефть и вода.

Неньютоновские жидкости. Они характеризуются нелинейной зависимостью между t и V. Вязкость этой жидкости пропорциональна величине касательных напряжений. Примером неньютоновских жидкостей могут служить буровой и цементный растворы. Рассмотрим три основных типа данных жидкостей.

Вязкопластичная жидкость Бингама

В такой жидкости деформация происходит после превышения определенной минимальной величины напряжения сдвига, называемой динамическим напряжением сдвига (t₀) (рис.5).

При напряжении сдвига выше динамического напряжения сдвига зависимость между t и g – линейная, а вязкость – величина постоянная и называется пластической вязкостью (h_пл). Пластическая вязкость зависит от температуры и давления. Реологическое уравнение вязкопластичной жидкости Бингама можно записать в следующем виде:

t=t₀+h_плg или

 

 

Жидкость, подчиняющаяся степенному закону (рис.6)

В этой жидкости зависимость между t и g определяется уравнением Оствальда де Ваале:

К – коэффициент консистентности – это напряжение сдвига t, численно равное вязкости жидкости при относительной скорости сдвига g=1c^-1; n – коэффициент нелинейности или неньютоновского поведения жидкости n=0¸ 1.

Если n=1, то уравнение упрощается:

t=Кg

при К=h зависимость становится такой, как для ньютоновских жидкостей.

Нелинейно-вязкие жидкости.

В ранее рассмотренных системах вязкость не изменяется во времени. В линейно-вязких жидкостях кажущаяся вязкость при определенных значениях скорости сдвига и температуры изменяется во времени.

Различают два типа данных жидкостей:

а) тиксотропная жидкость, для которой наблюдается уменьшение сдвига во времени при постоянной скорости. Тиксотропная жидкость в покое становится гелем, а при перемешивании переходит в жидкое состояние (краска, растворы полимеров);

б) реопектическая жидкость, для которой напряжение сдвига увеличивается во времени при данной скорости сдвига и постоянной температуре (пример – суспензия гипса).

Типы потоков. В общем случае различают два вида потока: ламинарный и турбулентный. При ламинарном потоке течение жидкости плавное, слои жидкости перемещаются параллельно оси трубопровода. Скорость слоев увеличивается к центру потока, где она имеет максимальное значение.

 

t t

 

Угол наклона=

=h_пл(РV)

 

0 g 0 g

 

Рис.4 Зависимость напряжения сдвига t₀ Рис.5 Зависимость t от g для пластического

от скорости g для ньютоновской потока Бингама

жидкости

 

 

А б

t logt

0 g 0 logt

Рис.6

Зависимость t от g для жидкости, подчиняющейся степенному закону в линейных (а) и логарифмических (б) координатах

Ламинарный поток имеет место при малых скоростях, а вектор скорости имеет одну составляющую – продольную (рис.7а). особый тип ламинарного потока с почти плоским ядром потока называется пробковым (или структурным) (рис.7б). В сечении ядра в этом случае отсутствует сдвиг слоев жидкости и они перемещаются с одинаковой скоростью.

Структурный поток наиболее характерен для эластичных материалов. В бурении скважин такой поток образуется при малых скоростях движения бурового раствора с высокой вязкостью.

Турбулентный поток характеризуется хаотичным движением жидкости. Неупорядоченное движение частиц жидкости в турбулентном потоке обусловливает появление двух составляющих скорости: продольной и поперечной. Продольная стремится направить поток жидкости параллельно оси трубопровода, поперечная – по нормали к оси трубы.

Движение частиц жидкости в поперечном направлении вызывает сопротивление сдвигу, которое дополняет сопротивление ламинарного потока. В полностью развитом турбулентном потоке сопротивление сдвигу может быть в несколько раз больше, чем в ламинарном потоке.

Несмотря на турбулентность, профиль конечной скорости стремится приобрести постоянную форму (рис.8).

При бурении скважин необходимо избегать турбулентных потоков, так как они могут вызвать эрозию стенок скважины и с увеличением степени турбулизации увеличиваются потери давления

 

А б

 

Vmax

 

2 1

 

V=0

 

 

Рис.7 Ламинарный поток Рис.8 Турбулентный поток

а – обычный; б – пробковый 1 – движение частиц

2 – профиль конечной скорости

 

Содержание песка, твердой и коллоидной фазы

Экспериментальные работы и опыт бурения показали, что эффективность разрушения горных пород повышается с уменьшением содержания твердой фазы, так, по данным АНИ, процентное снижение механической скорости при увеличении содержания твердой фазы на 1% (объемный) в диапазоне от 4 до 12% составляет:

Для барита – 2, 6

для шлама – 4, 8

для глины –6, 7

Таким образом, наиболее существенное влияние на снижение механической скорости проходки оказывает глинистая фаза. Это связано с тем, что скорость бурения зависит не только от объемного содержания твердых частиц в растворе, но и от характера распределения их по размерам.

Так, при бурении с промывкой раствором, содержащим частицы размером менее 1 мкм (коллоидная система), скорость проходки кратно ниже, чем при использовании раствора, содержащего такое же объемное количество твердых частиц, по размерам более 1 мкм. При бурении с обработкой бентонитового раствора лигносульфонатами содержание частиц менее 1 мкм возрастает с 13% до 80%, а при обработке того же раствора акриловыми полимерами количество частиц менее 1 мкм снижается до 6%.

Выше сказанное объясняет, почему при одинаковом содержании твердой фазы скорость проходки при бурении с промывкой раствором с диспергированной твердой фазой обычно бывает намного ниже, чем при применении полимерных бентонитовых растворов с недиспергированной твердой фазой. Поэтому вполне объяснимым является тот факт, что в настоящее время проходка на растворах с низким содержанием твердой фазы составляет 50%, при этом мех.скорость бурения увеличивается на 35-40%, а проходка на долото на 30-40%.

Весьма важным для выработки технологически обоснованных требований к составу и свойствам бурового раствора имеет выявление взаимосвязи объемного содержания глинистой фазы в растворе с его технологическими свойствами и показателями бурения, для чего предлагается следующее выражение:

V_мех=V_м.о.× е^{-ВСтв.ф.},

где V_м.о.- скорость проходки при бурении на растворе без твердой фазы, м/час;

“В” – константа, учитывающая природу твердой фазы;

Ств.ф.- содержание твердой фазы, % объемные.

В зависимости от состава твердой фазы бурового раствора константа “В” имеет следующие значения:

Бентонит – 0, 10

шлам – 0, 048

барит – 0, 025

Если скорость проходки при бурении на растворе без твердой фазы принять за 100%, то V_мех=100е^{-ВСтв.ф.}.

Наиболее высокий рост падения показателей бурения происходит при возрастании концентрации бентонита до 2% (объем.)

Содержание песка, твердой и коллоидной фазы определяется по методикам, представленным в приложении.

Исследование гидроциклонов

Ограниченный ассортимент гидроциклонных установок, выпускаемых отечественными заводами, не дает возможности делать выбор между различными моделями. Поэтому при включении гидроциклонов в систему очистки нужно лишь сопоставить пропускную способность гидроциклонной установки с заданной по проекту подачей буровых насосов. Пропускная способность гидроциклонов-пескоотделителей и илоотделителей должна на 20-25% превышать максимальную подачу насосов.

Выбор и необходимость использования гидроциклонных установок должны решаться в зависимости от вязкости и плотности буровых растворов, в связи с чем размер удаляемых частиц можно представить соотношением:

d₁ – размер частиц, удаляемых гидроциклоном из тестовой жидкости, имеющей вязкость h₁ и

разность плотностей Dr₁=(r_n - r_в), мкм;

d₂ – размер частиц, которые будут удаляться гидроциклоном при реальных значениях вязкости

h₂ и разности плотностей Dr₂=(r_n - r_р), мкм.

Пример. Определим размер частиц d₂, которые способны удалить гдроциклонные установки диаметром 150мм из бурового раствора, имеющего вязкость h₂=25 мПа× с и плотность Dr₂=(r_n - r_р)=(2, 3-1, 1)=1, 2 г/см³. Для тестовой жидкости (воды) d₁=35, 0, тогда

Для гидроциклонов d=7мм, d₁=20, тогда в аналогичных условиях:

Расчетные показатели предполагают наихудший вариант, на практике же при соблюдении условий эксплуатации размер удаляемых частиц может быть в 2-3 раза меньше. В целом на гидроциклонных установках может быть удалено до 30% выбуренной породы.

Использование центрифуги

Производительность центрифуги при полном удалении выбуренной породы из бурового раствора равна:

 

q – производительность центрифуги, м³/ч;

Vn – объем выбуренной породы, м³/г

Vn=EFVм,

Е – коэффициент, учитывающий степень очистки раствора на вибросите (e₁=20) и гидроциклонах

(e₂=30)

F – площадь скважины с учетом кавернозности, м²;

Vм – механическая скорость бурения, м/ч;

Qц – производительность циркуляционной системы, м³/ч;

e - степень удаления породы в долях единицы центрифугой ( e=0, 9);

Г – содержание твердой фазы в исходном растворе (принимаем Г=5%)

Пример. Скважина бурится долотом 0, 216м с мехскоростью Vм=5м/ч, производительность циркуляционной системы Qц=30 л/с=108 м³/ч, коэффициент кавернозности = 1, 2.

Согласно технической характеристики центрифуги типа ОГШ-500 имеют производительность до 11-12м³/ч при очистке неутяжеленных буровых растворов. Таким образом, центрифуга будет использоваться периодически по мере накопления твердой фазы в буровом растворе.

Время работы центрифуги будет составлять 20% от времени на механическое бурение.

 

 

4. Механизм ингибирования, виды ингибиторов, их % содержание. Определение содержания ингибиторов гидратации глин, признаки недостатка ингибиторов

Большинство осложнений, связанных с загустеванием раствора, сальникообразованием и нарушением устойчивости скважины обусловлено наличием в разрезе высококоллоидальных глин, хорошо гидратирующихся и легко диспергирующихся глинистых сланцев. Для снижения интенсивности перехода выбуренной породы в глинистый раствор и повышения устойчивости стенок скважины используют так называемые ингибированные системы, в состав которых входит неорганический электролит или полиэлектролит. Снижение размокаемости и диспергирования выбуренных шламов достигается путем: уменьшения поверхностной гидратации за счет замены катиона обменного комплекса глин менее гидратирующимися; преобразования глинистых минералов и устранения межплоскостной гидратации; регулирования процессов осмотического влагопереноса в результате поддержания более высокой концентрации электролита в растворе, чем в проходимых породах, молекулярного поглощения гидроокисей двух- и трехвалентных металлов; капсулирования глин полимерами; гидрофобизации поверхности глинистых минералов.

В качестве ингибирующих добавок применяют нейтральные соли одновалентных (КС1, NaCl) и двухвалентных (СаSO₄, CaCl₂) металлов, силикаты одновалентных металлов (Na₂SiO₃× nH₂O), гидроокиси двухвалентных металлов (Са(ОН)₂), квасцы (КА1(SO₄)₂), а также мыла жирных кислот или кремнеорганические соединения (типа ГКЖ).

В зависимости от типа ингибирующей добавки растворы делятся на кальциевые, калиевые, алюминизированные, силикатные, гидрофобизирующие и соленасыщенные.

Калиевые растворы

Наиболее распространенный в настоящее время тип ингибированных растворов.

Ингибирующее действие КС1 обусловлено ионами К⁺. В негидратированном состоянии диаметр иона К⁺ равен 0, 266нм, а в гидратированном 0, 76нм. При таком соотношении диаметров гидратированного и негидратированного иона К⁺, последний свободно проникает в межплоскостное расстояние монтмориллонита, равное 0, 96. При размере гексагонального кольца монтмориллонита 0, 28нм ион К⁺ встраивается в него и связывает элементарные слои монтмориллонита, предотвращая межплоскостную гидратацию и диспергирование.

Стабилизация сланцев обеспечивается использованием КС1 в сочетании с частично (20-40%) гидролизованным ПАА. Такая система для неутяжеленных буровых растворов получила достаточно широкое распространение за рубежом под названием «Калий плюс» (разумеется, наиболее эффективна она в сочетании с четырехступенчатой системой очистки). При избытке глинистой (особенно коллоидной фазы) существенно растут вязкостные показатели и для регулирования их требуется усложнение системы (разжижители, пеногасителя).

Приготовление хлоркалиевого раствора осуществляется следующим образом: предварительно прогидратированный глинопорошок (3-4%) обрабатывается полимерными и лигносульфонатными реагентами (в соотношении 1: 5), пеногасителем и затем КС1. В качестве щелочи используют гидроксид калия (КОН).

В случае перевода раствора в хлоркалиевый необходимо снизить содержание твердой глинистой фазы до минимума (коллоидной до 8-4%) и прекратить обработку продуктами, содержащими катионы натрия (NaOH, Na₂CO₃, ТПФН и т.п.). избыточное содержание Na⁺ нивелирует преимущество ингибирования К⁺, поскольку значительно больший по размерам катион Na⁺ не может проникнуть в межплоскостные пространства монтмориллонита.

Стандартная рецептура хлоркалиевого раствора:

- глинопорошок (желательно высшего сорта) – 40-60 кг/м³;

- понизитель фильтрации (акриловые полимеры, КМЦ, крахмал) – 5-10кг/м³;

- лигносульфонатный разжижитель (ФХЛС, Окзил) – 10-20кг/м³;

- пеногаситель (ПЭС-1, Триксан, МАС-200 и т.п.) – 2-5кг/м³;

- гидроокись калия – 3-10кг/м³;

- хлористый калий – 30-70кг/м³;

- смазка (глитал, ФК-2000, спринт и т.п.) – 5-25кг/м³;

- утяжелитель – до требуемой плотности.

Весьма эффективны добавки извести к хлоркалиевым растворам (не более 1-2кг/м³). Это

не только повышает ингибирующую способность, но стабилизирует рН раствора (за счет ограниченного растворения Са(ОН)₂ в воде образуется своеобразная буферная жидкость). Однако, использование извести неприменимо при обработке акрилатами, которые образуют с Са⁺⁺ нерастворимые соединения, что в конечном счете ведет к дестабилизации дисперсной системы. Термостойкость раствора определяется термостабильностью реагента-понизителя фильтрации и можно строить следующий ряд:

крахмал – 90-110⁰С

КМЦ – 130-150⁰С

Акриловые полимеры – до 200-220⁰С

Полимерные буровые растворы с добавкой КС1 находят применение при бурении на море и на суше в водочуствительных сланцах.

Отечественный опыт использования хлоркалиевых растворов больше опирается на южные районы, где глинистые отложения, как правило, приурочены к зонам АВПД и, зачастую, высоких температур.

Кальциевые растворы

Кальциевые растворы – это ингибирующие глинистые растворы, содержащие кроме глины, воды, смазки, утяжелителя, реагентов-понизителей вязкости, фильтрации и регуляторов шелочности специальные Вещества-носители ионов кальция. Действие их заключается в предотвращении перехода выбуренной глины в натриевую, в переводе натриевой глины в кальциевую, в результате чего снижаются гидратация и набухание сланцев.

В зависимости от реагентов-носителей ионов кальция эти растворы делятся на известковые, гипсовые и хлоркальциевые. Вследствие невысокой растворимости гидроокиси и сульфата кальция известковые и гипсовые растворы являются саморегулирующимися системами. Содержание кальция в них практически постоянно, так как сернокислый кальций и известь в раствор добавляют в избытке и при снижении содержания кальция в фильтрате происходит растворение извести или гипса. Количество кальция в таких растворах в основном зависит от показателя рН. С увеличением последнего содержание кальция снижается и при рН=12 известь и гипс практически не растворяются. Следовательно, рН данных растворов надо поддерживать в пределах 8, 5-9, 5.

Хлоркальциевые растворы (ХКР) содержат в качестве ингибитора хлористый кальций. Так как растворимость СаС1₂ высокая, то ХКР является регулируемой системой.

Известковые растворы с высоким значением рН представляют собой сложные многокомпонентные системы, включающие кроме глины и воды четыре обязательных реагента: известь, каустик, понизитель вязкости, защитный коллоид. В их состав могу входить нефть или дизельное топливо, утяжелитель и различные добавки специального назначения. Известь, добавляемая в виде пушонки, известкового молока или цемента, является коагулирующей и ингибирующей добавкой. Каустик выполняет ряд функций, главные из которых – регулирование щелочности бурового раствора и ограничение растворимости извести. Реагенты –понизители вязкости (лигносульфонаты) ослабляют коагуляционное структурообразование и снижают филтрацию. Защитные реагенты (КМЦ, КССБ, УЩР) обеспечивают коагуляционную устойчивость и сохранение низких фильтрационных свойств.

Известковые растворы применяют при разбуривании высококоллоидных глинистых пород и аргиллитов. Положительные аспекты – повышается глиноемкость растворов, уменьшается пептизация выбуренной глины, снижаются значительно набухание и вспучивание сланцев, слагающих стенки скважины, уменьшается опасность прихватов. Известковые растворы ограниченно солестойки (до 5% по NaC1). Основным недостатком их является невысокая термостойкость (100-120⁰С). Технологические параметры могут изменяться в широких пределах: r=1, 08-2, 2г/см³; УВ=20-50с; Ф=4-8см³/30мин; СНС=5-15/25-50дПа, рН=11-12, 5. Основными показателями качества раствора являются: содержание извести, которое должно поддерживаться на уровне 3-5г/л; содержание ионов кальция в фильтрате раствора, которое должно быть в пределах 100-300мг/л.

Стандартная рецептура приготовления известкового раствора: глинопорошок продиспергировать в пресной воде с добавкой УЩР, добавить щелочной раствор лигносульфоната и ввести известь в виде пушонки или известкового молока. При необходимости снижения фильтрации обработать раствор КМЦ или КМК (карбоксиметилированным крахмалом).

При переводе раствора в известковый основное значение имеет концентрация глинистой фазы и ее коллоидальность. Так, растворы, содержащие низкоколлоидные гидрослюдистые глины легко переводятся в известковые, минуя стадию резкого загустевания. Растворы, содержащие высококоллоидные глины (бентониты) во избежание сильного загустевания переводят в известковые только после разбавления их водой и обработки лигносульфонатами (сначала вводят щелочной раствор лигносульфоната – до 200%, после получения вязкости 25-30с раствор обрабатывают известью (0, 5-1, 0%) в сочетании с щелочным раствором лигносульфоната (2-3%); если после известкования повышается фильтрация, то вводят 0, 1-0, 3% КМЦ или др.).

При увеличении забойной температуры (выше 80⁰С) для предотвращения загустевания в раствор вводят хроматы из расчета 1-3кг/м³, в случае снижения структурно-механических показателей добавляют глинистую пасту, предварительно продиспергированную в пресной воде с добавкой УЩР.

Известковый раствор с низким значением рН – кальциевый буровой раствор, содержащий в качестве ингибитора-носителя ионов кальция – гидроокись кальция, более высокий уровень растворимости которой обеспечивается пониженным содержанием рН(9-9, 5). Данный раствор участвует в катионообменных реакциях с выбуренной породой и стенками скважины. Содержащаяся в растворе нерастворенная часть гидроокиси кальция адсорбируется молекулярно, укрепляя стенки скважины. При использовании такого раствора снижаются гидрофильность и набухаемость глин, повышается прочность пород. Содержание кальция в фильтрате зависит от щелочности раствора и температуры: с увеличением последних оно снижается.

Установлено, что при рН=8, 5-9, 5 количество кальция в фильтрате составляет 500-600мг/л, чего вполне достаточно для перевода выбуренной породы в кальциевую форму. Содержание активной извести в буровом растворе поддерживается в пределах 0, 5-1г/л. гидроокись кальция полностью растворяется при рН=8, 2, а при рН=9-10 в растворе, наряду с гидроокисью кальция, находится кальций в виде катионов. Данный раствор предназначен для разбуривания глинистых отложений в интервале температур до 160⁰С.

На приготовление 1м³ известкового раствора с низким рН требуется: 80-200кн глины; 865-965л воды; 20-30кг лигносульфонатного реагента; 3кг пеногасителя; 3-6л известкового молока с r=1, 10-1, 12г/см³; 5-10кг полимерного реагента; утяжелитель – до необходимой плотности.

Технологические показатели могут изменяться в широких пределах: r=1, 04-2, 2г/см³; УВ=25-50С; Ф=4-8см³/30мин; СНС=12-60/30-90дПа; рН=8, 5-9, 5. Основными показателями качества раствора являются: содержание извести на уровне 0, 5-1, 0г/л; содержание ионов кальция в фильтрате – 500-600мг/л.

Для приготовления раствора используют предварительно продиспергированную в пресной воде глину, из которой готовят глинистую суспензию, последнюю обрабатывают кислым лигносульфонатным реагентом с пеногасителем, а затем вводят известковое молоко и понизитель фильтрации.

Известковый раствор можно использовать и на основе ранее применявшегося пресного, для чего в последний добавляют сначала кислый раствор ФХЛС или Окзима до получения УВ=25с, а затем вводят известковое молоко из расчета 3-6л на 1м³ раствора за два цикла. Для более эффективного снижения фильтрации в раствор добавляют 30-50л/м³ 5%-го водного КМЦ или КМК.

В процессе бурения ежесменно контролируют содержание кальция в фильтрате и извести в растворе и при необходимости раствор обрабатывают известковым молоком из расчета 10-20л/м³. Вязкость и рН регулируют добавками 10-20л/м³ кислого 10%-ного раствора лигносульфоната. При забойной температуре выше 100⁰С в раствор вводят 1-3л/м³ 10%-ного раствора хромпика.

Гипсо-известковый раствор – ингибирующий кальциевый раствор, содержащий в качестве носителя ионов кальция гипс и гидроокись кальция. Добавка гипса (алебастра) в раствор составляет 20-25кг/м³. Количество растворимого кальция зависит от качества гипса, используемых лигносульфонатов, рН бурового раствора и может быть в пределах 700-3000мг/л.

В процессе бурения в результате взаимодействия катионов кальция с породой содержание анионов SO₄^2- в фильтрате увеличивается, что способствует росту структурно-механических показателей и при невысоком содержании анионов (до 6000мг/л) они практически не влияют на величину фильтрации, поэтому расход понизителя фильтрации невелик (на уровне пресных растворов). Вязкость раствора снижается при обработке его лигносульфонатами.

Поддержание значений рН=8, 5-9, 5 добавлением едкого натра нежелательно, так как по мере бурения в растворе накапливается сульфат натрия, который способствует диспергированию и гидратированию выбуренной породы. Более эффективны в таких системах едкое кали и известь; катионы калия уменьшают гидратацию глин, а известь, адсорбируясь на частицах молекулярно, снижает их активность и увеличивает глиноемкость раствора.

В процессе бурения контролируют содержание кальция в фильтрате и при снижении его добавляют гипс (3-5кг/м³). Вязкость регулировать желательно ОССБ из расчета 3-5л/м³ и хроматов 1-3л/м³ 10%-ного раствора. Снижение фильтрации достигается обработкой 10%-ным раствором КМЦ (1-3л/м³). Если плотность раствора высокая, то КМЦ следует вводить в сухом виде.

Хлоркальциевый раствор (ХКР) содержит в качестве ингибирующей добавки хлорид кальция (СаС1₂). Так как последний хорошо растворим в воде, то содержание кальция в фильтрате зависит от количества вводимой соли. Установлено, что оптимальное содержание катионов кальция, при котором достигается ингибирование, составляет 3000-5000мг/л. ХКР наиболее эффективны при разбуривании аргиллитов, препятствуя их осыпанию.

Гидратация глинистых минералов снижается как в результате перехода их в кальциевую форму, так и вследствие коагулирующего действия хлоридов калия и натрия. Последний образуется за счет обменных реакций хлористого кальция с глиной и полимерными реагентами. Для улучшения свойства ХКР рекомендуется обработку хлористым кальцием сочетать с вводом извести. При добавке гидроокиси кальция в ХКР, наряду с обычными ионообменными процессами в комплексе глин, наблюдается молекулярное поглощение извеси, улучшается процесс упрочнения глинистых сланцев в результате образования гидрокальциевых силикатов.

Так как обводнение пластов ослабляет образование коагуляционных контактов и постепенно может снизить эффект упрочнения стенок скважины, то следует стремиться к получению невысоких значений фильтрации (3-10см³). Используемая для снижения фильтрации КМЦ при высоком содержании СаС1₂ высаливается, что ведет к росту фильтрации. КССБ, хотя и является кальциестойким реагентом, недостаточно эффективно снижает фильтрацию, кроме того, сильно вспенивает раствор. Наилучший результат дает их совместное использование: повышается порог коагуляции, улучшается стабилизация раствора. В связи с отсутствием эффективных кальциестойких реагентов, термостойкость ХКР ограничена 100⁰С.

Глинистую суспензию готовят на пресной воде, которую обрабатывают КМЦ и КССБ (с пеногасителем). После получения оптимальных показателей (УВ=25-30с, СНС=12-24/30-60 дПа, Ф=3-5см³) раствор обрабатывают хлористым кальцием и известью. Определяют содержание кальция в фильтрате, которое должно быть в пределах 3000-5000мг/л; в процессе бурения также определяется содержание кальция в фильтрате и общая минерализация раствора.

На приготовление 1м³ раствора потребуется (кг): 80-200 глины; 870-920 воды; 50-70 КССБ; 10-20 КМЦ(крахмала); 10-20 СаС1₂; 3-5 Са(ОН)₂; 3-5 NaOH; 5-10 пеногасителя.

Для приготовления ХКР можно использовать различные типы буровых растворов, с промывкой которыми вскрываем вышележащие пласты. Главным критерием успешного перехода на ХКР является концентрация гуматов натрия: при их высоком содержании раствор необходимо предварительно обработать 5%-ным водным раствором лигносульфоната, нейтрализованного добавкой едкого натра до получения рН=9. Расход реагента на первичную обработку составляет 30-50л/м³. После этого необходимо ввести 5-10кг/м³ крахмала или КМЦ, 10-20кг/м³ КССБ-4; 2-5л/м³ пеногасителя, 1-3л/м³ известкового молока плотностью 1, 10-1, 12г/см³, затем в два-три цикла добавить 20-30кг/м³ хлористого кальция.

Алюмокалиевый раствор – буровой раствор, содержащий в качестве ингибирующей добавки алюмокалиевые квасцы и гидроксид калия. Указанный раствор является поставщиком одно- и трехвалентных катионов, обеспечивающих двойное ингибирование. Ингибирующий эффект достигается вследствие блокирования катионами калия гексагональной структуры глинистых минералов и снижения их гидратации. Гидроокись алюминия, образующаяся в растворе, адсорбируясь на дегидратированных выбуренных глинистых частицах, препятствуют их диспергированию и переходу в буровой раствор. Показатель рН таких растворов поддерживается близким к нейтральному и также препятствует набухаемости пород.

В качестве ингибирующей добавки вводят алюмокалиевые квасцы, гидроокись калия, бихромат калия. На приготовление 1м³ раствора требуется (кг): 60-150 глины, 920-960 воды, 3-5КА1(SO₄)₂, 1-3КОН, 0, 3-0, 5К₂Cr₂O, 20-30 лигносульфоната, 3-5 полимера (М-14, метаса, гипана, КМЦ). Утяжелитель – до необходимой плотности.

Начальными признаками недостатка ингибитора во всех выше рассмотренных типах растворов является рост вязкости и структурных показателей по причине снижения степени глиноемкости. Вследствие избытка диспергированной глины в буровом растворе теряется его стабильность, что сопровождается резким ростом фильтрации. Происходит ухудшение общей ситуации в скважине: глинистые отложения, слагающие стенки скважины, разупрочняются, начинается их активное поступление в ствол. В лучшем случае все заканчивается интенсивным сальникообразованием (при своевременной химобработке), в худшем – обвалами глинистых пород и прихватом бурильного инструмента. Поэтому крайне важно каждые сутки проводить контроль содержания ионов ингибитора в фильтрате бурового раствора. Повышенной внимание необходимо уделить и показателю рН, особенно в кальциевых системах, где от него во многом зависит их сбалансированность.

Силикатные буровые растворы также относятся к числу ингибирующих, однако их воздействие на неустойчивые глинистые отложения носят несколько иной характер по сравнению с кальциевыми. В качестве ингибирующей добавки используются силикаты натрия или калия. Принцип упрочнения основан на легком проникновении силиката натрия (калия) в трещины и поры стенок скважины и быстром выделении геля поликремневой кислоты, цементирующей поверхность ствола.

Скорость гидратации глинистых сланцев при использовании силикатных растворов уменьшается вследствие адсорбции образующихся полисиликатов на поверхности сланцев. Крепящее действие силикатов усиливается при наличии в породах, слагающших стенки скважины, солей кальция. При взаимодействии силикатов с солями кальция образуются практически нерастворимые гидросиликаты кальция, обладающие крепящим действием. Кроме того, при этом выделяется щелочь, которая в свою очередь с солями кальция образует гидроокись кальция, также обладающую крепящим действием.

Устойчивость глинистых пород существенно повышается за счет увеличения ионной силы бурового раствора путем добавки компонентов, предотвращающих межплоскостное набухание кристаллической решетки глинистых минералов (например ионов К⁺), а также гидрофобизирующих добавок типа смеси легкого таллового масла с полигликолями (ЛТМ/ПАГ) или легкого таллового масла с кремнийорганическими соединениями (ЛТМ/КОС), способствующих образованию упругой, эластичной, полупроницаемой поверхностной пленки, создающей условия протекания осмотического влагопереноса из массива глинистой породы в скважину.

В настоящее время предпочтительно используют метасиликат калия (К₂SiO₃) с r=1, 40-1, 45г/см³ и содержанием активного вещества 40-45%.

Содержание ионов калия в метасиликате калия лишь несколько меньше, чем у КС1, поэтому он является дополнительным поставщиком ионов калия.

Растворы, содержащие комплексную ингибирующую основу (КС1+К₂SiO₃) и комплексную гидрофобизирующую добавку (ЛТМ/ПЭГ) или (ЛТМ/КОС), а также стабилизирующую основу, включающую низко и высоковязкую полианионную целлюлозу (РАС LV и PAC HV) называются комплексно ингибированными буровыми растворами.

 

Состав раствора, кг/м³:

бентонит – 40-50, Na₂CO₃ – 0, 5, NaOH – 1, 0, PAC LV – 2-3, PAC HV – 1-2, ПАГ –30, КС1 – 50-70, K₂SiO₃ – 20, ЛТМ/ПАГ – 5, карбонатный утяжелитель – 0-666.

В случае необходимости для улучшения реологических свойств (вязкости, прочности геля) используется биополимер, например, ХВ-полимер в количестве 2-5кг/м³.

123456789Следующая ⇒

Поделиться: