Буровые и тампонажные растворы 2

--PAGE_BREAK--
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 + Nа2SО4

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. 
Поглощения бурового раствора

 Методы предупреждения и ликвидации поглощений

Поглощения определяются интенсивностью и перепадом давления скважина-пласт. Подразделяют на три категории в зависимости от их интенсивности:

1 частичные (1-2 м3 в час, с уровнем бурового раствора на устье);

2 полные (2-5м3 в час, с небольшим падением уровня раствора в скважине и потерей циркуляции);

3 катастрофические (более 5м3 в час, со значительным падением уровня раствора в скважине).

Объекты поглощений: продуктивные и водоносные пласты с большой пористостью и низким пластовым давлением.

Превышение Ргидр. над Рпл. происходит по причинам:

— буровой раствор с высокой плотностью;

— буровой раствор имеет большие значения СНС;

— спуск бурильных труб со скоростью, превышающей допустимую.

     Методы предупреждения:

— Ргидр. снизить до Рпл.;

— снизить структурно-механические показатели до минимума;

— обработать раствор смазочной добавкой.

Для ликвидации поглощения применяют композиции кольматантов  в виде наполнителей разного гранулометрического состава (доломит, мел, опилки,  кожа и др.).
Водо-, газо- и нефтепроявления

 Признаки, методы ликвидации

Эти осложнения происходят, когда Рпл. флюида превышает Ргидр.

Причины:

— низкое значение плотности бурового раствора;

— недолив при подъеме бурового инструмента;

— поглощение раствора;

— разбавление бурового раствора пластовой водой;

— выпадение утяжелителя;

— подъем бурильных труб с большой скоростью.

Признаки:

— изменяются показатели раствора;

— увеличивается уровень раствора в приемах;

— появляются пузырьки;

— течение раствора без циркуляции.

Методы ликвидации:

— повышение плотности бурового раствора;

— снижение СНС, вязкости и фильтрации;

— использование дегазатора;

— добавление пеногасителей.

Нефтепроявление наблюдается визуально по радужным кольцам.

При водопроявлениях снижается значение плотности и увеличивается фильтрация, выпадает утяжелитель, снижается рН раствора. Раствор необходимо обрабатывать кальцинированной содой, защитными реагентами и утяжелителем.
Прихваты бурового инструмента и обсадных труб

Причины и методы ликвидации

Причины возникновения прихватов:

— липкость фильтрационной корки;

— образование сальников и сужение ствола скважины;

— образование толстой корки при увеличении фильтрации и перепаде давлений;

— оседание частиц после прекращения циркуляции;

— сужение ствола из-за набухания глин;

— затягивание инструмента в желоб;

— перепад давления между скважиной и пластом;

— оставление бурового инструмента без движения при плохом качестве раствора;

— потеря герметичности в бурильных трубах;

— заклинивание инструмента крупными обломками породы;

— образование кристаллизационной «шубы» в верхней части колонны при бурении глубоких скважин (характерно для бурения скважин в Беларуси).

Для предупреждения прихватов необходимо проводить обработку раствора согласно ГТН, добавлять защитные реагенты, смазку, применять ингибированные растворы. Ликвидируют прихваты установкой нефтяной ванны и расхаживанием инструмента.
                           Циркуляционная система буровой

Циркуляционная система предназначена для приготовления, очистки, регулировки и циркуляции раствора.

Функции надземного участка циркуляционной системы: приготовление раствора, регулировка его свойств, нагнетание в скважину и поддержание режима промывки скважины. Система нагнетания включает в себя приемную емкость, блок насосов, всасывающий и нагнетательный манифольды, вращающийся превентор (противовыбросное оборудование).

Функции подземного участка: подвод гидравлической энергии к долоту и транспортировка шлама на поверхность. Этот участок состоит из канала для нисходящего потока (полость колонны труб, двигатель, долото) и канала для восходящего потока бурового раствора, образуемого внешней поверхностью бурильной колонны и стволом скважины (или обсадной колонной).

Все элементы циркуляционной системы взаимосвязаны и взаимозависимы. Неполадки в любом звене технологической цепочки немедленно приводят к снижению эффективности промывки.
Очистная система буровой

 Очистная система входит в состав циркуляционной системы и предназначена для удаления выбуренной породы (шлама) из раствора. Очистная система состоит из желоба (естественный метод очистки), вибросит (механический метод очистки), пескоотделителя, илоотделителя и центрифуги (гидравлический метод очистки).

Твердые частицы в буровом растворе делятся на коллоиды (менее 2 мкм), илы (2-80 мкм) и пески (более 80 мкм).

 Песко- и илоотделители представляют собой гидроциклонные установки. В основу гидроциклонного разделения твердых частиц и жидкости заложен принцип использования центробежных сил, возникающих в аппарате при прокачке через него жидкости.
                               Утилизация отходов бурения

Отходы бурения (ОБ) – это буровые сточные воды (БСВ), отработанные буровые растворы (ОБР) и буровой шлам (БШ).

Отработанным буровым раствором называется раствор, полученный после окончания цикла строительства скважины или ее части. ОБР образуются в результате наработки раствора при разбуривании интервалов, сложенных глинистыми породами,  смены одного типа раствора на другой, а также при ликвидации аварий и осложнений.

ОБР, отвечающие  определенным требованиям, могут быть повторно использованы для бурения другой скважины.

Отходы бурения собираются в двух амбарах (для пресных и соленасыщенных отходов)  на территории буровой площадки. Амбары выстилаются полиэтиленовой пленкой. Тяжелая фракция отходов оседает на дне амбара. Для изменения дисперсного состава твердой фазы БСВ и ОБР используются реагенты, которые вызывают агрегацию мельчайших частиц твердой фазы с последующим механическим разделением на жидкую и твердую фазы. Для этой цели используется метод реагентной коагуляции. В качестве коагулянтов используются соли поливалентных металлов (сернокислые алюминий, железо). Замещение обменных одновалентных катионов поливалентными уменьшает число частиц размерами 5 мкм и увеличивает число частиц размером боле 5 мкм.

В качестве флокулянтов используют полимеры (Седипур, Поли-кем, полиакриламид), обработка которыми в 3-4 раза увеличивает число частиц размером более 20 мкм.

После проведения реагентной коагуляции и отстаивания осветленная часть  (если химический анализ отвечает требованиям безопасного сброса) сбрасывается на территории буровой, используется для других технологических целей или утилизируется.

Осадок после откачки осветленной части  обрабатывается загущающим (доломитом) и отверждающим (цементным раствором) составами и захоранивается. Ликвидация шламовых амбаров – это засыпка обезвреженных масс слоем минерального грунта и плодородной почвы.

    

                         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 22оС;

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

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.
                      Требования к тампонажному камню

1.      Достаточная механическая прочность.

2.      Непроницаемость для бурового раствора, пластовых вод и газа.

3.      Стойкость к коррозионному воздействию пластовых вод.

4.      Температурная стойкость.

5.      Сохранение объема при твердении и упрочнении.

6.      Минимальная экзотермия.  

     Уровень требований к параметрам зависит от цели тампонирования.

      Измеряемые характеристики тампонажного камня:

— прочность на изгиб и сжатие;

— проницаемость;

— коррозионные свойства;

— объемные изменения при твердении.
Материалы для приготовления тампонажных растворов

·        на неорганической  основе: вяжущие- цементы, гипс, известь;

·        на органической основе: синтетические смолы, битумы, латексы;

·        жидкости затворения: пресная вода, минерализованная вода, углеводородные жидкости;

·        добавки, регулирующие плотность растворов, придания им закупоривающих свойств (наполнители), снижения стоимости;

·        материалы для регулирования сроков схватывания и реологических характеристик (реагенты).
Тампонажный портландцемент

Тампонажный портландцемент представляет собой разновидность силикатного цемента. Основная часть – клинкер, который получают обжигом смеси известняка и глины до спекания при температуре 1450 0С.

 Известь при обжиге дает окись кальция. Глина является источником окиси кремния (кремнезема), окиси алюминия (глинозема) и окиси железа.

 При помоле к клинкеру добавляют 3-6 % гипса и вводят 10-14 % минеральных добавок. Они улучшают некоторые свойства раствора и камня, а также экономят дорогостоящий клинкер.

 При обжиге клинкера окиси  взаимодействуют друг с другом, образуя искусственные минералы.

                         Основные минералы портландцемента:

·        алит – трехкальциевый силикат- 3 СаО* SiО2;

·        белит – двухкальциевый силикат- 2СаО* SiО2 ;

·        трехкальциевый алюминат – 3СаО*А12О3;

·        целит -четырехкальциевый алюмоферрит- 4СаО*А12О3*Fе2О3.
                          Свойства сухого цементного порошка.

1.      Плотность – 3,0-3,3 г/см3.

2.      Насыпная масса – 0,8-1,2 г/см3 в рыхлом состоянии и 1,7-1,9 г/см3  — в уплотненном.

3.      Угол естественного откоса – 39-43 0.

4.      Гранулометрический  состав — зависит от степени измельчения.

5.      Удельная поверхность порошка – это суммарная поверхность частиц единицы массы или объема и зависит от гранулометрического состава.

                 
    продолжение
--PAGE_BREAK--