Буровые и тампонажные растворы

Толщина фильтрационной корки (К, мм) – фильтрационная корка образуется в результате отфильтровывания жидкой фазы бурового раствора через пористую систему.

Концентрация  водородных ионов, определяемая величиной  рН, характеризует щелочность бурового раствора. Чем больше рН, тем щелочность выше.

 

Материалы для  приготовления буровых растворов

 

Для приготовления бурового раствора на водной основе необходим  материал, создающий дисперсную фазу. Этим материалом является глина. Существует много разновидностей глин. Химический состав разнообразен, но общим является содержание окиси кремния (кремнезем) и окиси алюминия (глинозем), а также некоторое количество воды. Состав глины условно записывается: хА1₂О₃ . уSiО₂ . zН₂О (водный алюмосиликат). Минералы глинистых пород: монтмориллонит, гидрослюда, палыгорскит, каолинит.

Глинистые минералы состоят  из мельчайших плоских кристалликов-пластинок, между которыми проникают молекулы воды. Это и есть процесс распускания глины.

Натрий и кальций, не входящие в состав кристаллической  решетки глинистых минералов, содержатся в поверхностном слое частиц глины. Поверхность глинистой частицы  заряжена отрицательно, в то время  как катионы натрия и кальция  образуют «облако» в некотором отдалении от поверхности глины. Появление такого отрицательного заряда при распускании глины в воде является одной из причин устойчивости глинистых суспензий. По наименованию этих катионов, обеспечивающих защиту частиц от слипания, глины называют натриевыми и кальциевыми.

Различие в содержании коллоидных частиц сводится к различию в расходе глины на приготовление раствора. Чем более высокодисперсна глина, тем меньше ее расход. Для сравнения глин принята характеристика -выход глинистого раствора. Выход - это объем глинистого раствора вязкостью 25-30 с, получаемый из 1 т глинопорошка. Наибольший выход глинистого раствора получают из бентонитовых глин. К солестойким относят палыгорскитовые глины.

Вторым материалом для  приготовления буровых растворов  является органо-минеральное сырье (ОМС). Это природный материал, представляющий собой донные илистые органогенные отложения водоемов. На основе ОМС сначала готовится сапропелевая паста (вода + ОМС + каус-тическая сода), затем раствор (путем разбавления водой на буровой).

 

Химические  реагенты для обработки буровых  растворов

 

1 Реагенты–стабилизаторы

Реагенты–стабилизаторы  представляют собой высокомолекулярные органические вещества, высокогидрофильные, хорошо растворимые в воде с образованием вязких растворов. Механизм действия заключается в адсорбции на поверхности коллоидных частиц и гидрофилизации последних.

Реагенты-стабилизаторы 1-ой группы используют как понизители фильтрации, 2-ой группы – понизители вязкости (разжижители). Чем больше молекулярная масса, тем эффективнее реагент. Когда структура молекулы представлена переплетающимися цепочками, реагент является понизителем фильтрации, но вязкость при этом повышается. Глобулярная форма молекулы присуща реагентам второй группы.

Крахмальный реагент получают путем гидролиза в щелочной среде. Он является понизителем фильтрации соленасыщенных буровых растворов.

Крахмальный реагент «Фито-РК» - модифицированный водораство-римый реагент.

Лигнопол - полимерный реагент, продукт термической сополимеризации акрилового полимера (полиакрилонитрила - ПАН) с лигносульфонатами (ССБ). Применяется как понизитель фильтрации пресных и соленасыщенных буровых растворов.

Сульфит-спиртовая  барда (ССБ) является отходом при получении целлюлозы сульфатным способом. Эффективно снижает вязкость и СНС соленасыщенных буровых растворов, стабилизированных крахмальным реагентом. Недостаток - пенообразующая способность.

2 Реагент, связывающий двухвалентные катионы

Двухвалентные катионы  находятся в пластовых водах  и разбуриваемых породах и, поступая в буровой раствор, ухудшают его качество. Источником Са⁺⁺ является цемент (при разбуривании цементного стакана после установки цементного моста). Для связывания ионов кальция применяют углекислый натрий (кальцинированную соду).

 

Са SО₄ + Nа₂CO₃ = СаСО₃ + Nа₂ SО₄

 

Вместо ионов Са⁺⁺ в растворе образуется нерастворимый углекислый кальций.

 

3 Регуляторы  щелочности

По мере увеличения щелочности скорость распускания глины и  ОМС сначала возрастает, а затем  уменьшается. Большинство применяемых  реагентов-стабилизаторов имеют рН 9-13. Суспензия глины имеет рН 7-8. Величина оптимальной щелочности – 9-11.

Едкий натр (гидрат окиси натрия, каустическая сода).

4 Смазочные  добавки

В основе смазывающего действия, уменьшающего трение, лежит адсорбционный  эффект. Действие реагента как смазывающей добавки зависит от его способности адсорбироваться на металле и сопротивляться выдавливанию при сближении трущихся поверхностей деталей инструмента. Смазки применяют для снижения трения между бурильными трубами и фильтрационной коркой при вращении.

Смазки  ЗГВ-205, АКС-303, СК, нефть и др.

5 Пеногасители

Пеногасители относятся  к ПАВ. Состоят из двух компонентов - собственно ПАВ и носителя, в  котором ПАВ растворено. Носитель -органический растворитель, обладающий высокой подвижностью. Основной принцип механизма пеногашения сводится к тому, что ПАВ обладает высокой адсорбционной способностью. Границей раздела фаз, на которой адсорбируется пеногаситель, является поверхность пузырька, образующего пену, и поверхность коллоидной частицы. Пеногаситель вытесняет реагент-пенообразователь.

Если пена находится  на поверхности, она сама быстро разрушается, если она внутри жидкости, только наиболее крупные пузыри способны всплыть, преодолевая  прочность структуры. Но при перемешивании  пузырьки встречаются в глубине и слабая поверхностная пленка, из которой ПАВ вытеснил пенообразователь, не может противостоять слиянию пузырьков. Они увеличиваются в размерах, всплывают и лопаются.

Вспененный раствор  обладает высокими значениями структурно-механических характеристик. Ухудшается работа насосов.

Пеногасители: оксаль(Т-80), сивушное масло (применялось  ранее), АКС-20.

6 Утяжелители  буровых растворов

Основным средством  повышения плотности является применение утяжелителей - измельченных в порошок  тяжелых минералов. Однако при их добавке увеличивается содержание твердой фазы, вследствие чего подвижность системы уменьшается, т.е. возрастает вязкость.

Основная характеристика утяжелителя - плотность: чем она  выше, тем меньше его расход, тем  слабее его ухудшающее влияние на подвижность раствора.

Степень дисперсности утяжелителя  называется тонкостью помола.

Утяжелители: мел, доломит, барит, гематит, магнетит.

Выбор типа бурового раствора для бурения скважин

Наличие соленосных пород  в геологическом разрезе месторождений  Беларуси обусловило условное подразделение на части: надсолевую, верхнесоленосную, межсолевую, нижнесоленосную и подсолевую. В зависимости от вскрываемого разреза необходимо использовать несколько типов бурового раствора. Выбор типа раствора является одним из основных элементов технологии проводки скважин. Он определяет номенклатуру реагентов и материалов для его создания и эксплуатации.

Надсоль бурят пресным сапропелевым раствором (при мощности до 800 м), пресным глинистым, обработанным Лигнополом (от 800 до 2000 м) и пресным сапропелевым, обработанным Лигнополом (более 2000 м).

Соленосные комплексы  бурят тремя типами растворов:

- соленасыщенным глинистым,  обработанным крахмальным реагентом  «Фито-РК»; 

-соленасыщенным сапропелевым, обработанным крахмальным реагентом «Фито-РК»;

- соленасыщенным глинистым,  обработанным Лигнополом.

Межсолевые и подсолевые отложения, являющиеся продуктивными, бурят в основном пресным сапропелевым раствором (в случае перекрытия соленосных отложений колонной) и соленасыщенным, который использовался при бурении основного ствола, если соленосные отложения не перекрывались колонной.

Буровые растворы для  вскрытия продуктивных отложений не требуют обработки химическими  реагентами.

 

 

Часть 2 Тампонажные растворы (ТР)

 

Для извлечения нефти  надо создать долговечный устойчивый канал, соединяющий продуктивный горизонт с резервуарами. Для транспортировки  нефти или газа надо разобщить  пласты горных пород и закрепить  стенки скважины.

При креплении скважин применяются металлические трубы, которые, свинчивая в колонну, спускают в пробуренную скважину на определенную глубину. Эти трубы и колонна называются обсадными.

С целью разобщения пластов  в обсадную колонну закачивают цементный  раствор, который вытесняет находящийся в ней буровой раствор, и продавливают в затрубное пространство на расчетную высоту. Процесс транспортирования (закачивания) цементного раствора в затрубное пространство называется процессом цементирования скважины.

Тампонажные растворы – это комбинации спецматериалов или составов, используемых для тампонирования. Тампонажные смеси с течением времени могут затвердевать с образованием тампонажного камня или загустевать, упрочняться, оставаясь вязкой или вязко-пластичной системой.

По виду тампонирование делят на:

- технологическое, выполняемое  в процессе сооружения скважины;

- ликвидационное, проводимое  для ликвидации скважины после  выполнения целевого назначения.

Функции тампонажного раствора и камня обусловлены целью  тампонирования и в зависимости от этого к исходному тампонажному раствору предъявляются различные требования.

 

Требования  к тампонажному раствору

 

1 Технического  характера:

- хорошая текучесть;

- способность проникать  в любые поры и микротрещины;

- отсутствие седиментации;

- хорошая сцепляемость  с обсадными трубами и горными  породами;

- восприимчивость к  обработке с целью регулирования  свойств;

- отсутствие взаимодействия  с тампонируемыми породами и  пластовыми водами;

- устойчивость к размывающему  действию подземных вод;

- стабильность при повышенных температуре и давлении;

- отсутствие усадки  с образованием трещин при  твердении.

2 Технологического  характера:

- хорошая прокачиваемость  буровыми насосами;

- небольшие сопротивления  при движении;

- малая чувствительность  к перемешиванию;

- возможность комбинирования  с другим раствором;

- хорошая смываемость с технологического оборудования;

- легкая разбуриваемость камня.

3 Экономического  характера:

- сырье должно быть  недефицитным и недорогим;

- не влиять отрицательно  на окружающую среду.

 

Классификация тампонажных растворов

 

В зависимости от вяжущей  основы ТР делятся:

- растворы на основе  органических веществ (синтетические  смолы).

Жидкая основа ТР –  вода, реже – углеводородная жидкость.

В зависимости от температуры  испытания применяют:

- цемент для «холодных»  скважин с температурой испытания  22^оС;

- цемент для «горячих»  скважин с температурой испытания  – 75^оС.

По плотности ТР делят  на:

- легкие – до 1,3 г/см³

- облегченные – 1,3 – 1,75 г/см³;

- нормальные – 1,75 -1,95 г/см³;

- утяжеленные – 1,95 -2,20 г/см³;

- тяжелые – больше 20,20 г/см³.

По срокам схватывания  делят на:

- быстро схватывающиеся  – до 40 мин;

- ускоренно схватывающиеся  – 40 мин- 1час 20 мин;

- нормально схватывающиеся - 1час 20мин – 2 час;

- медленно схватывающиеся – больше 2 час.

 

Основные технологические  параметры ТР

 

Цементным тестом называется смесь цемента с водой. Цемент перед испытанием просеивается через сито 80 мкм.

Водо-цементное  отношение – В/Ц – отношение объема воды к весу цемента.

Тесто готовится вручную в сферической чаше в течение 3 минут или на специальных мешалках 5 минут.

1. Растекаемость, см – определяет текучесть (подвижность) цементного раствора.
2. Плотность, г/см³ – отношение массы цементного раствора к его объему.
3. Фильтрация или водоотдача, см³ за 30мин – величина, определяемая объемом жидкости затворения, отфильтрованной за 30 минут при пропускании цементного раствора через бумажный фильтр ограниченной площади под давлением 1 атм.
4. Седиментационная устойчивость цементного раствора – определяется водоотделением, т.е. максимальным количеством воды, способным выделиться из цементного раствора в результате процесса седиментации.
5. Время загустевания (час - мин, начало-конец) – время потери текучести.
6. Сроки схватывания (час - мин, начало-конец) – определят время перехода цементного раствора в твердое состояние цементного камня.