Расчет параметров бурового раствора в промысловых условиях

1. Расчет увеличения плотности.

Определить количество барита (r=4, 25г/см³), требуемого для изменения плотности

бурового раствора от 1500 до 2000кг/м³ для начального объема 10м³.

Решение: исходя из начального объема находим требуемую массу утяжелителя по формуле (принимая r барита =4, 25г/см³)

 

2. Расчет увеличения объема бурового раствора в приемной емкости в результате

добавления утяжелителя:

 

Увеличение объема бурового раствора можно также определить по формуле:

Расчет снижения плотности бурового раствора

Требуется снизить плотность бурового раствора от 2000кг/м³ до 1700кг/м³, чтобы предотвратить поглощение. Рассчитать объем воды и нефти, необходимые для снижения плотности.

Кроме того, в случае использования нефти рассчитать содержание нефти (%) в буровом растворе, если начальный объем бурового раствора составляет 100м³.

Решение:

Имеем: r_исх=2000кг/м³

r_кон=1700кг/м³

r_в=1000кг/м³

r_нефти=823кг/м³

V_обр=100м³

Из уравнения находим:

 

В случае использования воды:

 

 

В случае использования нефти:

 

 

Пример: Определить плотность бурового раствора на водной основе, массовая доля бентонита в котором составляет 5%. Плотность бентонита 2500кг/м³.

Решение: Уравнение можно записать в виде:

 

r_б.р.=(М₁+М₂)/(V₁+V₂)

В данном случае имеем: масса воды М₁=95%, например, 95кг, а масса бентонита М₂=5% или 5кг,

кроме того, объем воды V₁=M₁/r₁=95/1000м³

и объем бентонита V₂=M₂/r₂=5/2500м³

Отсюда находим плотность раствора::

 

Химические реагенты

По назначению химические реагенты и материалы можно разделить на две большие группы: реагенты и материалы общего назначения и реагенты специального назначения. По химической природе реагенты делятся на неорганические (основания, соли) и органические (низкомолекулярные и высокомолекулярные полимерные вещества различной химической природы).

Реагенты и материалы общего назначения используются для приготовления базового раствора, регулирования его структурно-реологических свойств и фильтрации. К ним относятся реагенты различного функционального назначения.

1. Для регулирования рН обычно используют неорганические вещества: основания (каустическая сода NaOH, известь Са(ОН)₂, щелочные (карбонат натрия Na₂CO₃) и кислые (бикарбонат натрия NaНCO₃) соли, изменяющие концентрацию водородных ионов в растворе.

2. Структурообразующие коллоиды – материалы, придающие тиксотропные свойства раствору. Это неорганические коллоиды – бентонит, палыгорскит, асбест, а для растворов на нефтяной основе – битумы и органофильный бентонит. В последние годы в так называемых безглинистых растворах роль структурообразователя выполняют специальные органические полимеры из класса полисахаридов, в частности биополимер ХС, а также синтетические полимеры.

3. Понизители фильтрации – химические реагенты и материалы, снижающие отделение дисперсионной среды раствора при фильтрации через проницаемые пласты. В качестве понизителей фильтрации обычно используются неорганические и органические коллоиды. Неорганические коллоиды – бентонит; органические – природные и синтетические вещества различной химической природы.

Полисахариды – крахмалы (обычный картофельный, модифицированный – МК,

экструзионный кукурузный – ЭКР, карбоксиметилированный – КМК), декстран и эфиры целлюлозы (КМЦ и множество ее аналогов).

Так как КМЦ является наиболее часто употребляемым из всех полисахаридов реагентом, то необходимо дать ей краткую характеристику. Свойства КМЦ и пригодность для практического использования определяются степенью полимеризации (СП) и степенью замещения (СЗ): чем выше СЗ (> 50), тем лучше растворение в воде, чем выше СП (> 350), тем лучше снижается водоотдача. КМЦ эффективна в нейтральных и слабощелочных средах (рН=6, 0-9, 0) и малоэффективна в кислых. При рН< 6 КМЦ выпадает в осадок, а при рН> 9 – свертывается от избытка щелочи. Стандартом для оценки качества КМЦ является величина водоотдачи тестового бурового раствора: вода+10% глинопорошка+10% хлористого натрия (поваренной соли)+0, 75% КМЦ (на сухое вещество), при этом водоотдача должна быть не более 10 см³ при вводе КМЦ-350 и соответственно 4 и 3, 5см³ при вводе КМЦ-500 и КМЦ-600. При определении качества КМЦ на буровой ее можно добавлять к раствору из скважины, в которой предварительно ввести 10% NаС1. Качество КМЦ можно оценить и по вязкости 5%-ного ее водного раствора: условная вязкость при 20-25⁰С для КМЦ-250 - 25¸ 35с, КМЦ-350 - 50¸ 90с, КМЦ-500 - 250¸ 300с, КМЦ-600 - 320¸ 400с. необходимо отметить, что в настоящее время КМЦ марки ниже 600 применяются крайне редко.

Акриловые полимеры – гидролизованные полиакрилонитрил (гипан, К-4, нитронный реагент – НР), полиакриламид (РС-2), сополимеры метакриламида и метакриловой кислоты (метас), метилметакрилата и метакриловой кислоты (М-14).

Гипан получают омылением полиакрилонитрила каустической содой при t=96-100⁰С при соотношении компонентов 5, 6: 4: 90¸ 120, где последние две цифры – объемные части воды. Качество гипана также определяют по способности снижать величину водоотдачи бурового раствора (вода+10% глинопорошка + 20% NаС1 +2% гипана на сухое вещество): Ф£ 9см³ для гипана-1 и Ф£ 7см³ для гипана-0, 7. Можно оценить качество и по вязкости 1%-ного водного раствора: для гипана-1 h=10-22мПа× с, для гипана-0, 7 h=20-40мПа× с.

Реагенты К-4 и нитронный реагент (ТУ2458-001-643301001-03) получают путем неполного гидролизаи полиакрилонитрила с едким натром. Отличаются тем, что первый является продуктов гидролиза «чистого» полиакрилонитрила, а второй – отходов производства волокна «нитрон». Выпускаются в виде 10%-ного водного раствора (НР – еще и в виде 5%-ного). Высокощелочные реагентв (рН=10-12), не загущают, как гипан, пресные растворы, обладают хорошей солестойкостью (NаС1 – до насыщения, СаС1₂ – до 2%).

Лигносульфонаты – конденсированная сульфит-спиртовая барда КССБ-1, КССБ-2,

КССБ-4. Различные модификации отличаются термо- и солестойкостью. Пенообразующие реагенты.

Гуматные реагенты – углещелочной реагент УЩР. Крайне несолестоек. в настоящее время применяется редко. Разработаны и используются комплексные реагенты (полимер+гуматы) полигумы.

4. Разжижители – химические реагенты, снижающие предельную прочность структуры, тиксотропию и повышающие подвижность раствора. Основные функции разжижителей – дефлокуляция, разрушение ассоциаций частиц глинистых минералов, блокирование за счет адсорбции активных участков на их поверхности и создание мощных гидратных оболочек, отделяющих частицы на расстояния, при которых силы притяжения уже не столь интенсивны. В качестве разжижителей используются химические реагенты органической и неорганической природы, которые по химсоставу можно разделить на следующие группы:

- органические реагенты: гуматные – углещелочной реагент УЩР, производные лигнина – активированные гидролизные лигнины (нитролигнин); лигносульфонаты и их производные (лигносульфонат кальция, феррохромлигносульфонат ФХЛС, хромлигносульфонат-окзил); разжижающим действием обладают КССБ-1, КССБ-2, КССБ-4; природные и синтетические таннипы, полифенолы лесохимические ПФЛХ;

- неорганические реагенты: комплексные фосфаты – гексаметафосфат натрия (NaРО₃)₆, триполифосфат натрия Na₅Р₃О₁₀ и др.

Реагенты и материалы специального назначения служат для придания буровым растворам

специальных свойств (ингибирующих, смазочных и др.) либо для устранения недостатков и повышения эффективности реагентов общего назначения (устранения пенообразования, агрессивного влияния солей и сероводорода и пр.).

1. Ингибиторы сланцев и глинистых пород – реагенты, предотвращающие гидратацию, набухание и дезинтеграцию глинистых пород. Это неорганические электролиты – известь Са(ОН)₂, хлористый кальций СаС1₂, гипс CaSO₄, соль NaCl, хлористый калий КС1, алюмокалиевые квасцы КА1(SO₄)₂× 12Н₂О, силикат Na₂SiO₃. Наиболее эффективно эти добавки действуют в сочетании с высокомолекулярными полимерами (КМЦ, акриловые полимеры), адсорбция которых на глине способствует более эффективному предотвращению гидратации.

2. Термостабилизирующие добавки – химические реагенты, предотвращающие загустевание, повышающие подвижность бурового раствора и улучшающие действие разжижителей при высоких температурах, а также антиоксиданты – вещества, замедляющие термоокислительную деструкцию. В качестве термостабилизирующих реагентов используются анионные соединения хрома (хроматы и бихроматы натрия или калия Na₂CrO₄, K₂CrO₄, Na₂CrO₇ и K₂Cr₂O₇), а в качестве антиокислителя – ароматические амины (анилин), алкил-фенолы (ФЭС) и ряд других.

3. Смазочные добавки уменьшают коэффициент трения и придают буровому раствору смазочные свойства при высоких давлениях. Они служат для предупреждения прихватов, уменьшения крутящего момента и увеличения мощности, передаваемой на долото, а также для повышения износостойкости долот. Для этой цели используют нефть, графит, окисленный петролатум СМАД-1, смесь гудронов СГ-1, ФК-2000, Глитал.

4. Поверхностно-активные вещества (ПАВ) – вещества, снижающие поверхностное натяжение на границе раздела фаз (жидкость-жидкость, жидкость-твердое тело, жидкость-газ). Их применяют для качественного вскрытия продуктивных пластов. К таким добавкам относятся водорастворимые ПАВ ионогенного типа (анионоактивные) – сульфонол, неионогенные – ОП-10, а также комплексные композиционные – ПКД-515.

5. Эмульгаторы служат для образования однородной смеси двух несмешивающихся жидкостей и предотвращения коалесценции эмульгируемой (дисперсной) фазы. Основная область применения эмульгаторов – эмульсионные растворы. Обычно большинство реагентов (КССБ, крахмал, К-4, НР и др.) – хорошие эмульгаторы прямых эмульфий. Кроме того, применяются водорастворимые ПАВ (сульфонол, ОП-10 и др.).

6. Пеногасители предназначены для предупреждения и ликвидации вспенивания, вызываемого некоторыми реагентами – лигносульфонатами и ПАВ. Наиболее широко распространены следующие пеногасители:

сивушное масло, соапсток, стеарат алюминия, резиновая или полиэтиленовая крошка (РС и ПЭС) в дизельном топливе, силиконовая масса (СОФЭКСИЛ-310)б МАС-200.

7. Бактерициды (антисептики) – добавки, служащие для предотвращения ферментативного разложения реагентов. Обычно для этой цели используют вещества как неорганической природы (каустическая сода, известь, соль NаС1), так и органической (формальдегид, фенол).

8. Реагенты для связывания ионов кальция и магния служат для предохранения бурового раствора, обработанного реагентами, несовместимыми с поливалентными катионами, от загрязнения ангидритом, гипсом и другими солями кальция или магния. В качестве этих реагентов используются неорганические соли и основания, образующие с поливалентными катионами нерастворимые или малорастворимые соединения, такие, как кальцинированная сода (карбонат натрия Nа₂СО₃), бикарбонат натрия NаНСО₃, полифосфаты и каустическая сода NаОН.

9. Ингибиторы коррозии – вещества, замедляющие или предотвращающие коррозию бурового оборудования. Для предотвращения коррозии в буровые растворы добавляют неорганические реагенты: основания (известь, каустическую соду и соли (карбонат натрия Nа₂СО₃, карбонат цинка ZnCO₂, а в случае соленасыщенных растворов – хромат натрия - Na₂CrO₄).

10. Реагенты, связывающие сероводород, это карбонат цинка ZnCO₂, двуокись марганца MnО₂, железистые утяжелители и щелочные добавки.

11.Флокуляты – полимерные вещества, способствующие флокуляции твердых частиц с последующим выделением их в осадок. В качестве флокулятов используют частично гидролизованный полиакриламид, сополимеры (метас) и (М-14).

12. Пенообразователи – ПАВ, образующие пену в присутствии воды. Обычно их применяют при разбуривании водоносных горизонтов с продувкой забоя воздухом или газом. В качестве пенообразователей могут быть использованы жирные кислоты (пальматиновая, стеариновая) и их щелочные соли, а также сульфонол и другие ПАВ.

13. Закупоривающие материалы служат для предотвращения поглощения бурового раствора в сильнопроницаемые, трещиноватые или кавернозные пласты. В качестве закупоривающих добавок используются различные материалы:

- волокнистые (древесные опилки, хлопковая шелуха, измельченная кора деревьев, синтетические и животные волокна);

- чешуйчатые (слюда, целлофан);

- зернистые (скорлупа грецких орехов, измельченная пластмасса, резиновая крошка, размельченный асфальт и др.)

В последнее время для приготовления и химической обработки буровых растворов

используется все больше новых реагентов различных фирм. Зачастую по названию химреагента невозможно определить его назначение, поэтому в приложении предлагается информация о реагентах, поставляемых отечественными и зарубежными фирмами на буровые предприятия России (таблица, коммерческие предложения ИКФ и М-1Drilling).

 

Полимерные буровые растворы

Порядка 80-90% применяемых буровых растворов можно отнести к полимерным. Определенное время бытовало мнение, что полимерные буровые растворы – это растворы, основным реагентом которых является акриловый полимер (полиакрилонитрил или полиакриламид, или их сочетание). Но к полимерам относятся и полисахариды, и широко используемые в последние годы биополимеры, так что ассортимент полимерных буровых растворов чрезвычайно широк и многообразен.

Классифицировать полимерные буровые растворы можно различными путыми: по области применения и назначения, по содержанию твердой фазы, по реагентному составу. Каждая классификация имеет право на жизнь, но все вместе они органично пересекаются.

Область применения и назначения:

- при разбуривании неустойчивых глинистых отложений, характеризующихся высокой степенью диспергирования, с целью обеспечения минимального разупрочнения стенок скважины и угнетения процесса пептизации глинистого шлама;

- при разбуривании относительно крепких отложений с целью повышения технико-экономических показателей бурения, в частности, механической скорости и проходки на долото за счет получения оптимальных реологических параметров растворов, определяющих активное разупрочнение породы на забое (вязкость раствора при выходе из насадок долота, при высоких скоростях сдвига близка к вязкости воды) и хороший вынос выбуренного шлама при ламинарном течении (низкие значения скорости сдвига) в затрубном пространстве;

- в процессе вскрытия продуктивных горизонтов с целью сохранения естественной проницаемости пластов или же создания условий для ее восстановления в период освоения (например, методом кислотных обработок).

Разумеется, все выше перечисленные области могут пересекаться и дополнять друг друга.

Например, при вскрытии переслаивающихся продуктивных песчаников и глин необходимо сохранение устойчивости последних, а повышение ТЭП бурения достигается не только в относительно крепких породах (карбонатах), но и в неустойчивых глинах и глинистых сланцах и т.п.

Содержание твердой фазы:

- глинистые;

- малоглинистые;

- безглинистые.

Глинистые (полимерглинистые) буровые растворы широко применялись два десятилетия

назад, в настоящее время повышение уровня культуры производства в отрасли, создание негативной роли твердой фазы (особенно коллоидной) в процессе бурения сократили объемы их использования. Полимерглинистые буровые растворы рационально применять: когда требуется создание условий для утяжеления до плотности r до 2, 0г/см³ и выше; при бурении в хемогенных отложениях, когда необходимо засоление раствора поваренной солью до насыщения; при разбуривании верхней части разреза (например, под кондуктор), когда основной функцией бурового раствора является успешный вынос крупнообломочного материала при минимальных затратах на химреагенты.

К полимерглинистым относят буровые растворы, имеющие в своем составе более 5-6% активной (коллоидной) твердой фазы. Основным (а иногда и единственным) химреагентом, как правило, является акриловый полимер (полиакрилонитрил), реже – полисахарид (КМЦ и ее аналоги). Прочие реагенты в случае их использования служат для улучшения тех или иных свойств раствора (гуматы – для снижения фильтрации за счет синэнергетического эффекта, лигносульфонаты – для регулирования структурно-реологических показателей и т.д.).

Подкупает наличие у полимерглинистых растворов целого ряда положительных свойств (особенно у растворов, обработанных акриловыми полимерами):

- лигносульфонатность основного реагента (стабилизация, снижение фильтрации, регулирование структурно-реологических показателей);

- высокие противоприхватные и смазочные свойства (при бурении вертикальных стволов, чаще всего, обходятся без ввода специальных добавок);

- варьирование показателей раствора в широких пределах и простота в регулировании этих показателей;

- относительно низкая стоимость;

- высокая термостойкость (до 200-220⁰С, а в случае применения реагента Лакрис-20 – до 250⁰С.

К недостаткам полимерглинистых растворов можно отнести ограниченную устойчивость к

солям поливалентных металлов (до 0, 3%Са²⁺ или Mg²⁺). При переходе от акриловых полимеров к более солестойким полисахаридам (например, КМК – карбометилированному крахмалу) падает термостойкость и возрастает цена бурового раствора.

Основные реагенты для полимерглинистых буровых растворов – это акриловые полимеры: гидролизованные полиакрилонитрил (гипан, К-4, НР-5 и НР-10, АК-640 и ряд других), сополимеры метакриламида и метакриловой кислоты (метас), метилметакрилата иметакриловой кислоты (М-14), Лакрис-20, а также полисахариды (КМЦ, КМК и их аналоги).

На основании многочисленных исследований и промыслового опыта бурения В.А.Глебовым рассчитано оптимальное количество акрилового полимера в буровом растворе, которое составляет 0, 052 (в пересчете на сухой активный продукт) на 1г активной твердой фазы (коллоидной). Это же соотношение вполне справедливо и для прочих полимерных реагентов применительно к пресным буровым растворам, то есть при содержании твердой фазы в пределах 6-8% содержание полимера, при котором наиболее полно реализуются все его положительные качества, должно составлять 0, 3-0, 4% от объема раствора.

В соленасыщенных по NaCl буровых растворах содержание полимера значительно выше и находится в пределах 1, 0% в пересчете на сухой активный продукт. Как показал опыт бурения в Западном Казахстане, при разбуривании солевых отложений с пропластками текучих монтмориллонитовых глин вполне успешно можно применять соленасыщенный полимерглинистый буровой раствор, утяжеленный до 2, 10-2, 15г/см³ с низкими структурными показателями (СНС₁=9-21дПа) и высокой тиксотропией (СНС₁₀=60-120дПа).

Периодичность ввода полимерных реагентов и их количество определяется механической скоростью бурения (и, как следствие, объемом поступающего выбуренного шлама в единицу времени), степенью очистки бурового раствора, наличием негативных факторов (агрессивность разбуриваемых пород, поступление пластовых вод и сероводорода). Как правило, при непрерывном бурении в течение нескольких дней и мехскорости V_мех=0, 5-1, 0м/час долотом d=215, 9мм обработка бурового раствора должна осуществляться не реже одного раза за двое суток, количество полимерного реагента при этом должно составлять 0, 01-0, 015% от объема раствора.

Малоглинистые буровые растворы в США начали применять еще в 60-е годы. Для их создания использовали бентонит и КМЦ (с целью частичной замены глины) в соотношении 20: 1 (по массе). С течением времени рецептуры малоглинистых растворов обогащались, а область их использования расширялась.

В отечественной практике также накоплен большой опыт успешного применения малоглинистых буровых растворов. На начальной стадии они состояли из бентонитовой суспензии (5-6%-ной концентрации) и реагента-стабилизатора акрилового полимера. Наиболее успешным можно считать использование полиакриламида: обычного (ПАА) и гидролизованного. Особенно ярко они проявили себя в условиях полиминеральной агрессии (товарный 8%-ный полиакриламид не коагулирует даже в концентрированном растворе СаС1₂. Кроме полиакрилатов в качестве полимерной основы использовали производные целлюлозы и крахмальные реагенты.

В дальнейшем исследовательские и опытно-промысловые работы по совершенствованию малоглинистых буровых растворов были направлены на придание им комплекса положительных качеств, таких, как направленная агрегация шлама (флокуляция и капсулирование глин), псевдопластичный характер течения (низкая вязкость при высоких скоростях сдвига-насадки долота, высокая вязкость при низких – затрубное пространство), аномальные фильтрационные свойства (высокая «мгновенная» фильтрация при невысоких значениях интегрального показателя за 30 минут). В конечном итоге сформировался класс буровых растворов, значительно улучшающих ТЭП бурения в различных горно-геологических условиях – это полимерные недиспергирующие растворы с низким содержанием твердой фазы. Классическая рецептура данных растворов, составленная как из зарубежных, так и из отечественных химреагентов выглядит следующим образом:

высококоллоидальный бентонит – 3-6%

полимерная основа, включающая:

полимер-понизитель фильтрации

полимер-флокулянт

полимер-капсулятор глин

Чаще функции флокулянта и капсулятора выполняет один продукт – высокомолекулярный частично гидролизованный полиакриламид. Более подробно об этих растворах в приложении: «Использование отечественных акриловых полимеров в бурении скважин».

Снизить негативное воздействие буровых растворов на глинистые породы можно за счет дополнительного ингибирования. Фирма ИКФ предлагает к использованию систему ЭКОФЛЮИД – полимерный буровой раствор с низким содержанием твердой фазы, ингибированный хлористым кальцием. Рецептура раствора и краткая характеристика реагентов дана в приложении.

⇐ Предыдущая123456789Следующая ⇒

Поделиться: