Буровые промывочные жидкости

Следует иметь в виду, что добавка нефти не может существенно изменить структурно-механические свойства раствора. Поэтому в эмульсии превращать следует только хорошо стабилизированные промывочные жидкости с удовлетворительными свойствами. Свойства нефтеэмульсионных растворов регулируют так же как и других промывочных жидкостей на водной основе. Из хорошо стабилизированного нефтеэмульсионного раствора отфильтровывается только дисперсионная среда - вода. Появление в фильтрате нефти свидетельствует о недостаточной стабилизации раствора.

Использование солевых нефтеэмульсионных промывочных растворов при разбуривании хемогенных (сульфатно-солевых) отложений позволяет значительно сэкономить расход барита и реагентов и снизить общую стоимость промывочной жидкости.

Обращенные эмульсионные растворы. Созданы обращенные эмульсионные растворы, содержащие до 80% воды. В качестве эмульгаторов в них используются кальциевые мыла жирных кислот, особенно водорастворимые с окисью этилена, аминов, амидов, сульфонатровые соли и другие ПАВ. Такие эмульсии, как и все другие растворы на нефтяной основе, не затвердевают при высоких температурах, не изменяются под действием солей и сульфатных пород, инертны в отношении глин и аргиллитов. Из хорошо стабилизированной эмульсии II рода в качестве фильтрата выделяется лишь небольшое количество нефтепродукта; появление в составе фильтрата воды является признаком недостаточной концентрации эмульгатора или неправильного выбора его.

Одним из основных недостатков эмульсий II рода является их стремление к обращению фаз и превращению в нефтеэмульсионный раствор при увеличении температуры выше 50 0С или повышении содержания твердой фазы для увеличения плотности выше 1400 кг/м3. Устранению этого недостатка значительно способствует применение гидрофобных аминосоединений, которые способны адсорбироваться на поверхности глинистых частиц.

Свойства обращенных эмульсий (фильтрацию, вязкость, статическое напряжение сдвига) регулируют подбором типа эмульгатора и его концентрации, введением обработанных аминами глин, способствующих структурообразованию, изменением соотношения нефть:вода, фракционного состава и концентрации частиц твердой фазы либо комбинацией этих факторов.

Поскольку в обращенном эмульсионном растворе на долю жидких нефтепродуктов приходится не более 20-30% (по объему), стоимость его значительно ниже, чем прочих растворов на нефтяной основе, где доля жидких нефтепродуктов достигает 50%.

При применении растворов на нефтяной основе, в том числе и обращенных эмульсий, возникают трудности с измерением электрического сопротивления пластов, так как из-за большого удельного электрического сопротивления самой промывочной жидкости невозможны электрокаротаж и микрозондирование. Тем не менее достаточно обширную геофизическую информацию о вскрытых скважиной породах можно получить с помощью индукционного, нейтронного, акустического, температурного, гамма- и гамма-гамма- каротажей, ядерного магнитного резонанса. Часто можно ограничиться индукционным, нейтронным и гамма-гамма-методами.

2.4 Газообразные агенты и аэрированные промывочные жидкости

Для разбуривания проницаемых пород с низкими коэффициентами аномальности пластовых давлений (ка <1), а также с целью повышения скоростей бурения и проходки на одно долото в устойчивых породах целесообразно применять промывочные жидкости с плотностью ниже 1000 кг/м3. Плотность промывочной жидкости снижают введением в ее состав газа (воздух, природные газы, иногда выхлопные газы двигателей внутреннего сгорания). Таким путем плотность можно регулировать в широком диапазоне: примерно от 1 3 до 1000 кг/,м3.

Газообразные агенты общедоступны. При бурении в сухом разрезе они обеспечивают хорошую очистку забоя от обломков выбуренной породы и удаление последних на дневную поверхность, удовлетворительное охлаждение трущихся поверхностей, в том числе специально сконструированных долот, способствуют получению более высоких технико-экономических показателей по сравнению с использованием капельных жидкостей, уменьшают зависание бурильной колонны на стенках скважины и величину крутящего момента, необходимого для вращения колонны. Все это обусловило широкое применение газообразных агентов при бурении нефтяных и газовых скважин, а также мелких скважин в угольной, горнорудной и других отраслях промышленности. В нашей нефтегазовой промышленности из-за отсутствия специального оборудования бурение с продувкой почти не ведется.

Газообразные агенты удовлетворяют лишь некоторым из требований, которые предъявляют к промывочной жидкости. Поэтому применять их рекомендуется в основном при разбуривании многолетнемерзлых пород, сухих устойчивых пород, а также объектов с низкими коэффициентами аномальности (ка « 1), не содержащих глинистых частиц.

Если в процессе бурения в скважину поступает небольшое количество воды (примерно до 0,5 м3/ч) и среди выбуренных обломков содержатся глинистые частицы, то последние, увлажняясь, слипаются друг с другом и образуют сальник, который поток газа не в состоянии удалить из скважины. Для предотвращения сальникообразования в поток газа приходится вводить небольшие количества специальных поверхностно-активных веществ, способных создавать с водой стойкие пены и не допускать слипания частиц. В зависимости от степени минерализации воды и состава выбуренных частиц существенно меняется эффективность действия ПАВ. Наиболее эффективными как в пресной, так и в соленой воде являются сульфонат и смесь его с оксиэтилированным полифенолом ОП-10. Они могут быть использованы при разбуривании глинистых и неглинистых пород. При разбуривании неглинистых пород и малоколлоидальных глин в присутствии пресной или минерализованной воды удовлетворительные результаты можно получить, применяя добавки ОП-10, а при небольшой минерализации воды (не более 5% NaCl) также добавки ПАВ «Прогресс», сульфонола и некоторых других.

При бурении с продувкой практически невозможно создать сколько-нибудь существенное противодавление на стенки скважины и предотвратить приток пластовых жидкостей и газов. Поэтому перед вскрытием горизонтов со значительным коэффициентом аномальности, а также сыпучих, слабосцементированных пород и плывунов скважину обязательно заполняют капельной промывочной жидкостью.

При бурении с продувкой воздухом иногда возникают взрывы в скважине. Они являются следствием образования взрывоопасной смеси воздуха с углеводородами, поступающими в скважину из какого-либо горизонта. Смесь становится взрывоопасной при концентрации метана в воздухе 6,5-12,8% объемн. Для уменьшения опасности возникновения взрывов рекомендуется в поток воздуха добавлять некоторое количество водного раствора пенообразующего ПАВ. Если во время простоя в скважине может скопиться нефть или конденсат, целесообразно перед восстановлением циркуляции воздуха в скважину закачать разделительную порцию воды и пены.

При бурении с продувкой природным газом существует опасность возникновения пожара. Ликвидируют такой пожар, прежде всего прекращая подачу газа и закачивая вместо него в скважину водную промывочную жидкость.

Следует отметить, что при использовании газообразных агентов интенсифицируется износ бурильных труб. Это обусловлено как абразивным воздействием выбуренных частиц, движущихся в восходящем потоке газа с более высокой скоростью, чем при промывке скважины капельной жидкостью, так и трением колонны труб о стенки скважины, на которых нет глинистой корки. Сказывается также влияние более высоких напряжений в колонне, поскольку выталкивающая сила газа ничтожна по сравнению с архимедовой силой капельной жидкости.

Аэрированные промывочные жидкости. При значительных водопритоках бурение с продувкой воздухом экономически нерентабельно, так как резко возрастает потребная мощность компрессоров. Если ка <1, целесообразно использовать аэрированные промывочные жидкости. Такие жидкости получают путем смешивания воды или раствора на водной основе с заданным объемом воздуха, нагнетаемого компрессорами в смесительное устройство, которое встраивают в нагнетательную линию буровых насосов, либо путем добавления к промывочной жидкости пенообразующего ПАВ (например, сульфонола). Последний способ обычно используют при проходке сравнительно неглубоко залегающих горизонтов (до 500 м).

Аэрирование влияет только на плотность и условную вязкость промывочной жидкости (вязкость глинистых растворов при аэрации возрастает). Для лучшего диспергирования пузырьков воздуха и уменьшения проскальзывания их относительно жидкой фазы рекомендуется в аэрированную жидкость добавлять ПАВ (например, анионоактивные типа «Прогресс»), сульфонат.

При бурении с продувкой или промывкой аэрированной жидкостью, особенно минерализованной, заметно интенсифицируется коррозия оборудования. Для предотвращения коррозии стальных элементов оборудования (например, бурильных труб) целесообразно в поток воздуха (или аэрированной жидкости) в качестве ингибитора вводить гидроокись кальция и тем поддерживать pH жидкой среды в скважине не ниже 10.

При бурении с продувкой или промывкой аэрированной жидкостью несколько усложняется схема обвязки наземного оборудования и увеличивается состав комплекта его. Устье скважины обязательно герметизируют с помощью плашечных превенторов высокого давления и универсального либо вращающегося превентора или при отсутствии последних с помощью специального герметизирующего устройства низкого давления. Превенторы служат для герметизации устья в случае интенсивного притока пластовых жидкостей и газов и необходимости создания повышенного давления в скважине. Специальное же герметизирующее устройство предназначено для предотвращения выхода струи воздуха (или аэрированной жидкости) по кольцевому зазору между обсадной колонной и ведущей трубой непосредственно в буровую. Его размещают над превенторами.

 

3 СВОЙСТВА ПРОМЫВОЧНОЙЖИДКОСТИ НА ВОДНОЙ ОСНОВЕ

 

Плотность. Одним из важных параметров промывочной жидкости является плотность ρ, т. е. масса единицы объема. От нее зависит величина давления, оказываемого промывочной жидкостью на стенки скважины и на пластовые жидкости и газы, величина потерь давления на гидравлические сопротивления при турбулентном режиме течения в циркуляционной системе; она существенно влияет на скорость разрушения породы.

Рис. 2. Ареометр АГ -2 для измерения плотности промывочной жидкости: 1- поплавок; 2 - стакан; 3-шкала; 4 – сосуд с чистой водой; 5 – дополнительный груз.

 

На буровых плотность определяют с помощью ареометра (рис. 2) или рычажных весов.

Если в промывочной жидкости содержится газ, истинная плотность ее в скважине будет больше измеренной ареометром, так как газ под гидростатическим давлением столба жидкости сжимается. Для технологических расчетов в глубоких скважинах следует пользоваться истинной величиной плотности промывочной жидкости:

ρ = hсж*ρа ,

где ρа – плотность, измеренная ареометром, в кг/м3.

При бурении газовых и нефтегазовых скважин очень важно непрерывно контролировать плотность и газосодержание промывочной жидкости, выходящей из ствола скважины. Автоматический непрерывный контроль можно осуществлять при помощи комплекса приборов, разработанных в Украинском научно-исследовательском институте природного газа.

Водородный показатель pH. Знание водородного показателя весьма важно. Известно, например, что при pH <7 существенно интенсифицируется коррозия стальных труб, а при pH≥10 - труб из дюраля; промывочные растворы, обработанные некоторыми химическими реагентами, стабильны лишь в определенном, достаточно узком диапазоне pH и что за пределами этого диапазона расход реагентов резко возрастает; термостабильность некоторых высокомолекулярных реагентов существенно возрастает, если поддерживается оптимальное значение pH среды; с изменением pH промывочной жидкости иногда связано возникновение осложнений; по изменению pH среды можно судить о прохождении хемогенных пород.

Водородный показатель измеряют колориметрическим и электрическим способами.

Содержание «песка». В промывочной жидкости, наряду с нераспустившимися комочками глинистых пород, могут быть также частицы твердых, абразивных пород, вызывающие интенсивный износ оборудования. Поэтому важно контролировать содержание таких частиц, чтобы своевременно принять меры к удалению их из раствора.

Содержание в промывочной жидкости «песка», т. е. совокупности частиц твердых пород и нераспустившихся комочков глины, определяют при помощи отстойника (рис. 3).

Рис.3. Отслойник для определения содержания «песка»

Рис.3. Отслойник для определения содержания «песка»

 

Он представляет собой цилиндрический сосуд 1, в который снизу вмонтирована мензурка 3. Мерной кружкой 2 с двумя отсеками (емкостью один 50 см3, второй 450 см3) в отстойник наливают 50 см3 промывочной жидкости и 450 см3 воды. После интенсивного встряхивания отстойник устанавливают вертикально и оставляют в покое на 1 мин. Процентное содержание «песка» численно равно удвоенному объему осадка в мензурке, скопившегося за время покоя.

Содержание «песка» в промывочной жидкости не должно превышать 1-2%.

Условная вязкость. Из-за отсутствия на буровых предприятиях достаточно компактных и несложных приборов, с помощью которых можно было бы определить реологические свойства, прокачиваемость промывочных растворов принято характеризовать косвенно условной вязкостью. Под условной вязкостью Т500 понимают продолжительность истечения 500 см3 тщательно перемешанного промывочного раствора из стандартного прибора СПВ-5, в который налито 700 см3 этой жидкости.

Рис.4. Стандартный полевой вискозиметр СПВ-5

Стандартный полевой вискозиметр СПВ-5 (рис. 4) состоит из воронки высотой 300 мм с диаметром верхнего основания 150 мм, к которой снизу припаяна трубка длиной 100 мм с внутренним диаметром 5 мм. В комплект вискозиметра входит также цилиндрическая кружка, разделенная внутренним дном на две секции емкостью 500 и 200 см3.

Химический состав фильтрата. Ионы Na+, К+, Са+2, Mg+2, Cl-, SO42-, ОН- и другие существенно влияют как на свойства промывочной жидкости, так и на устойчивость и деформацию горных пород стенок скважин, на коллекторские свойства прискважинной зоны продуктивных пластов. Поэтому часто требуется не только определять свойства промывочной жидкости, но и делать химический анализ фильтрата. Методы такого анализа описаны в специальной литературе.

Стабильность. О седиментационной стабильности промывочной жидкости судят по двум показателям: водоотстою за 1 сут покоя и разности плотностей нижней и верхней половин столба жидкости, налитой в стандартный цилиндр (рис. 5) после 1 сут покоя. В хороших растворах суточный отстой равен нулю, разность плотностей не превышает в неутяжеленных растворах 20 кг/м3, а в утяжеленных 40—60 кг/м3.