Современные составы буровых промывочных жидкостей



жүктеу 2.39 Mb.
бет4/13
Дата21.02.2019
өлшемі2.39 Mb.
1   2   3   4   5   6   7   8   9   ...   13
Свойства раствора

Плотность, кг/м3 1050

Условная вязкость, сек 40 - 50

Пластическая вязкость, сПз 8 - 10

ДНС, дПа 60 - 100

СНС0/10, дПа 30 - 60/50 - 100

Водоотдача, см3/30мин (API) 10 - 12

рН 9

Технология приготовления

В воду затворения добавляют кальцинированную и каустическую соды и через смесительную воронку вводят бентонит. После перемешивания в течение 1,5 - 2 часов раствор готов.


Бентонитовый раствор для бурения вечной мерзлоты (бурение под кондуктор)

Отложения вечной мерзлоты представлены песками и глинами, сцементированными льдом. При промывке скважины раствором с положительной температурой происходит растепление выбуренной породы и стенок скважины с образованием больших каверн. При этом происходит сильное разбавление раствора с резким падением вязкости и СНС. Для поддержания структурно-механических свойств на заданном уровне расходуется большое количество бентонита и раствора в целом, а иногда возникают и осложнения, связанные с кавернами. Одновременно из мерзлоты в раствор попадает большое количество песка, и появляются проблемы с очисткой раствора.

В ОАО «ИКФ» разработан простой по составу специальный раствор для бурения в условиях вечной мерзлоты.

К хорошо прогидратированному бентонитовому раствору добавляют

2-3 кг/м3 КСl (NaCl). От ввода соли в таком малом количестве раствор несколько загустевает без изменения водоотдачи и приобретает, таким образом, мгновенные структурообразующие свойства. Значения СНС данного раствора через 10сек, 1 минуту и 10 минут покоя являются достаточно высокими и мало отличаются между собой.

При таком растворе у стенок скважины, особенно в кавернах, образуются застойные зоны, за счет чего резко снижается темп растепления стенок скважины, уменьшается размер каверн и интенсивность разбавления раствора.

Опыт показывает, что с применением такого раствора при забуривании вечной мерзлоты почти не требуются дополнительные обработки раствора бентонитом, снижается расход материалов и снижаются затраты времени на осложнения, связанные с кавернообразованием.
Состав раствора, кг/м3

Бентонит 50

Na2CO3 1

NaOH 1


Свойства раствора

Плотность, кг/м3 1040

Пластическая вязкость, сПз 6

ДНС, дПа 60

СНС0/1/10, дПа 70/100/180

Водоотдача, см3/30мин (API) 14,5

рН 9,5

Если к вышеописанному раствору добавить 3кг/м3 NaCl.



Свойства раствора

Плотность, кг/м3 1040

Пластическая вязкость, сПз 9

ДНС, дПа 220

СНС0/1/10, дПа 200/220/260

Водоотдача, см3/30мин (API) 14

рН 9,2
Фильтрация (при необходимости) регулируется добавлением

Бентонита (M-I Gel) или полимеров, таких как КМЦ или ПАК (POLYPAC) ® .Данная система должна выглядеть вязкой.


Свойства раствора

Плотность: 1050 - 1200 кг/м3

Условная вязкость 36 - 55 сек

Пластическая вязкость 5 - 9 сПз

ДНС 2 - 25 фунт/100 фут2

СНС 5 - 10 / 10 - 20 фунт/100 фут2

pH 8,5 - 9,0

Pf/Pm 0,1 - 0,5/0,1 - 0,8

Твердая фаза 3 - 10%

Фильтрация требуемое значение

Хлориды 0 - 5000± мг/л (пресная вода)

20,000± мг/л (морская вода)

Кальций 220± мг/л


Назначение реагентов

Бентонит(M-I GEL) - вязкость/фильтрация

Каустическая сода - pH/Pf/Pm

POLYPAC R / CMC-HV (ПАК P / КМЦ ВВ) - вязкость/фильтрация

POLYSAL (Крахмал) - Фильтрация

POLYPLUS (Частично гидролизованный полиакриламид) - экстендер

TANNATHIN (Лигнит) - Дефлокулянт

Пирофосфат натрия (SAPP) - Дефлокулянт

POLYPAC UL/ CMCLV (ПАК НВ /КМЦ-НВ ) - фильтрация (только).
Растворы на основе глинистой суспензии

В состав данных систем изначально входят вода и бентонит, либо раствор представляет собой естественный глинистый раствор (раствор, образованный путем самозамеса), стабилизированный акриловыми полимерами, гипаном, высоковязкой маркой КМЦ.


Таблица 1 – Состав раствора


Состав

и основные параметры

бурового раствора


Рекомендуемое содержание реагентов, кг/м3

естественно наработанный глинистый раствор, (оставшийся после бурения предыдущей скважины)

вновь

приготовленный

глинистый раствор


Глинопорошок

10 - 60

120 - 200

Химические реагенты стабилизаторы: высоковязкие марки КМЦ Полимеры акрилового ряда: полиакриламид, полиакрилат натрия, Гипан

1,0 - 1,5


0,2 0,8- 1,0

1,5 - 3,0


0,4

1,0 - 1,5



Сода кальцинированная Na2СОз (регулирование рН)

0,1 - 0,3

0,3 - 0,5

Утяжелитель*

100 - 500

100 - 500

БСР**

0,3 - 0,5

0,3 - 0,5

Примечание*- обработка раствора утяжелителем осуществляется на кустах с газовым фактором в интервалах 300-600 м.

**- обработка раствора реагентом БСР (боросиликатным реагентом) осуществляется в случае увеличения выхода шлама и налипания его на виброситах.

Для раствора характерна небольшая стоимость, высокая скорость проходки.

Рецептура системы становится более сложной по мере углубления скважины (повышения плотности и усложненности геологических разрезов).

Перед преобразованием системы в более сложную необходимо отрегулировать объем твердой фазы с помощью механической системы очистки с тем, чтобы снизить объем раствора для разбавления. Эффективность очистки ствола в первую очередь зависит от вязкости раствора.

При низких значениях пластической вязкости требуется поддерживать высокие значение ДНС для очистки ствола.

По возможности, необходимо избегать добавления дефлокулянтов, поскольку они снижают ДНС.
Полимерглинистый буровой раствор для бурения в ММП и высококоллоидальных глинах

Раствор предназначен для разбуривания засоленных многолетнемерзлых пород.

Представляет собой полимерглинистый раствор на водной основе с синтетическим полимером и присадкой, улучшающей его солестойкость и стойкость к механодеструкции.

Отличительная особенность

- солестойкость до 55 по катионам натрия4

- высокая стойкость к механодеструкции с сохранением псевдопластических свойств;

экологическая безопасность.

Состав: %



бентонитовый глинопорошок

5,000;

Праестол марки 2510, 2515

0,010 - 0,050;

марки 2530, 2540

0,005 - 0,010;

вода

остальное.

Технологические показатели:

Плотность, кг/м3 1010 - 1020

динамическое напряжение сдвига, дПа 80 - 100

условная вязкость, с 40 - 70

показатель нелинейности 0,4

стойкость к механодеструкции

за 15 циклов циркуляции, % 100

фильтрация раствора при солевой агрессии 7,4 см3/30 мин


Существует модификация этого раствора, обладающая более высокими ингибирующими свойствами, по отношению к глинистым отложениям, а также смазывающими свойствами

Раствор, состоящий из глины, стабилизатора в виде смеси полисахаридного реагента и структурообразователя, углеводородного антифриза и воды, в качестве полисахаридного реагента он содержит биополимер Acinetobacter Sp., а в качестве структурообразователя - конденсированную сульфит-спиртовую барду КССБ при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:



глина

6,000 - 8,000;

КССБ

4,000 - 6,000;

биополимер Acinetobacter Sp.

2,000 - 4,000;

углеводородный антифриз (карбамид или глицерин)

7,000 - 19,000;

вода

остальное.

Причем соотношение мас.ч. биополимера Acinetobacter Sp. и КССБ составляет 1:1 - 3 соответственно.

Хотя этот раствор имеет улучшенные псевдопластичные свойства, низкую фильтрацию, низкую скорость растепления ММП, но его максимальная плотность составляет 1090 кг/м3, а высокие реологические показатели раствора не позволяют произвести ее дальнейшее увеличение. Известно, что геолого-технические условия месторождений полуострова Ямал (Бованенково, Харасавэй) в интервале ММП осложнены газогидратными залежами, создающими в процессе гидраторазложения коэффициент аномальности до 1,35. Для профилактики газопроявлений в этих условиях необходимо, чтобы буровой раствор обладал повышенной плотностью (до 1420 кг/м3).

Для этих условий предназначен полимерглинистый раствор для бурения в многолетнемерзлых и высококоллоидальных глинистых породах, состоящий из глинопорошка, биополимера и воды, в качестве биополимера включает КК Робус и дополнительно содержит натрийкарбоксиметилцеллюлозу, акриловый полимер Праестол 2530, жидкость гидрофобизирующую «Основа-ГС», смазочную добавку КСД и карбонатный и баритовый утяжелитель при следующем соотношении компонентов, мас.%:


глинопорошок

1,000 - 3,000;

биополимер КК Робус

0,300 - 0,100;

Na КМЦ

0,200 - 0,300;

Праестол 2530

0,010 - 0,015;

жидкость гидрофобизирующая «основа-ГС»

0,200 - 0,300;

смазочная добавка КСД

1,000 - 1,500;

вода

97,290 - 94,785;

карбонатный утяжелитель

37,000 - 0,000 сверх 100;

баритовый утяжелитель

14,000 - 62,000 сверх 100.

В составе полимерглинистого раствора с малым содержанием твердой фазы использован синергетический эффект взаимодействия реагентов полисахаридной природы (КК Робус, Na КМЦ), являющихся регуляторами реологических свойств, понизителями фильтрации, понизителями набухания глинистой фазы, а также стабилизирующий и недиспергирующий эффект акрилового полимера (Праестол 2530), гидрофобизирующей жидкости

(Основа-ГС) и смазочной добавки КСД. Регулирование плотности раствора осуществляется карбонатным утяжелителем, который выполняет дополнительно функцию кольматирующего наполнителя с целью профилактики возможных поглощений и доутяжеления его баритовым утяжелителем для получения плотности более 1300 кг/м 3.


Технологические показатели:

плотность, кг/м3 1310 - 1350

динамическое напряжение сдвига, дПа 158 - 168

условная вязкость, с 60 – 65

показатель нелинейности 0,49

показатель фильтрации, см3/30 мин 5,5

пластическая вязкость, мПа с 22 – 32

рН 8,7 – 9,9


Высоковязкий биополимерный буровой раствор для бурения в ММП

Предназначен для разбуривания ММП долотами больших диаметров (393,7 мм и более). Представляет собой высоковязкий биополимерный буровой раствор с улучшенными реологическими характеристиками.



Отличительной особенностью раствора являются:

- высокая условная вязкость;

- псевдопластичность;

- быстрое формирование структуры;

- высокая транспортирующая способность.
Состав, % масс

Глинопорошок 2,0 – 3,0

Биополимер 0,3 – 0,4

Полианионная целлюлоза 0,5 – 0,6

Смазочный реагент 1,0 – 1,5

Вода до 100


Технологические показатели:

условная вязкость, с 150

показатель нелинейности 0,59

статическое напряжение сдвига СНС1/10мин дПа 43 - 48

пластическая вязкость, мПа с 32

3.2. Ингибирующие буровые растворы для бурения основного ствола скважины

Такие системы созданы для предупреждения аварий и осложнений, связанных с осыпями и обвалами неустойчивых глин. Этот вид осложнений при бурении вызывает наибольшие потери, которые нередко заканчиваются ликвидацией скважин, поэтому трудно переоценить роль буровых растворов в решении этой нелегкой задачи.

Успех предупреждения осыпей и обвалов глинистых пород в различных геологических условиях полностью зависит от правильного выбора типа бурового раствора, его состава и свойств.

Поведение потенциально неустойчивых глин определяется двумя основными факторами - физико-химическим и физическим.

Первый фактор является основным, и его сущность заключается в характере (механизме) физико-химического взаимодействия бурового раствора и его фильтрата с разбуриваемыми глинами.

Проявление так называемого физического фактора заключается в выпучивании глин в скважину под действием аномально высоких поровых давлений в глинах или горного давления в зонах тектонических нарушений, когда глинистые породы «перемяты» при больших углах падения пород.

Физико-химическое взаимодействие глин с буровыми растворами (фильтратом) начинается с процессов их гидратации кристаллов глинистых минералов и набухания в микротрещинах. Расклинивающее давление кристаллического набухания проявляется на расстоянии, соизмеримом с толщиной гидратной оболочки и, чем ближе к поверхности, тем выше давление набухания, величина которого достигает тысяч атмосфер. Физическое противостояние таким силам (повышение плотности раствора) практически не реально.

Однако подавить процесс набухания глин можно физико-химическими методами, именно этот процесс и называется ингибированием. Это достигается применением в растворах электролитов (солей) в определенных концентрациях, превышающих порог коагуляции. Из числа известных растворов этого типа (гипсовый, хлоркальциевый) наиболее эффективным является калиевый раствор. Уникальность этого раствора заключается в том, что ион калия, в сравнение с другими катионами, обладает особым ингибирующим действием. Во-первых, он подавляет процесс набухания глин, адсорбируясь в достаточном количестве на базальных плоскостях, и полностью нейтрализует заряд поверхности. Ион калия является практически негидратируемым катионом, за счет чего достигается надежная коагуляция плоскостей глины. Во-вторых, малый размер гидратированного катиона калия позволяет ему проникать в особые места кристаллической решетки глин и необратимо нейтрализовать отрицательный заряд поверхности глины. В результате такого химического взаимодействия происходят изменения минералогической природы глин, которые превращаются в водонечувствительный минерал – довольно хорошо окристаллизованную гидрослюду. Этот процесс практически необратим. Интенсивность такого процесса насыщения глины ионами калия зависит от концентрации данных ионов, примесей других солей, температуры и величины рН. Дешевым и доступным источником ионов калия является хлористый калий. Оптимальная концентрация этого ингибитора в растворе колеблется от 5 до 12% и зависит от физико-химических свойств разбуриваемых глин и концентрации других солей (неизбежные примеси), которые замедляют действие ионов калия. Для эффективного ингибирования необходимо, чтобы концентрация хлорида калия не менее чем в 3 раза превышала концентрацию других солей (NaCl, Na2SO4, CaSO4). Так, если калиевый раствор готовится на морской воде (концентрация солей 3-3,5%), содержание хлористого калия в растворе должно быть 10-12%. Важным условием является величина рН, которую необходимо поддерживать на уровне 9-10. Интенсивность ингибирования возрастает с повышением температуры.

Все указанные условия выполнимы в процессе бурения, поэтому калиевые растворы широко и успешно применяются.

В последние годы разработан ряд дополнительных органических ингибиторов, усиливающих действие калиевого раствора.

Это - полиакриламид низкого и высокого молекулярного веса (ИКСТАБ), сульфированный асфальт (ИКМАК) и гликоли различного строения и молекулярного веса (ИКГЛИК). Из их числа наиболее эффективно усиливают ингибирующую способность калиевого раствора гликоли за счет дальнейшего и более глубокого снижения степени гидратации глин. Благодаря применению таких систем полностью удается избежать осыпей неустойчивых глин даже в особо сложных геологических условиях.

Для приготовления и регулирования свойств калиевых растворов используются стандартные солестойкие реагенты, наиболее эффективными из них являются полисахариды семейства ПАК.

Аналогичные явления и физико-химические процессы происходят также при взаимодействии неустойчивых глин с растворами на углеводородной основе (РУО). В полевых условиях безводных РУО не бывает, минимальное содержание воды в них составляет 5-8%. Прямого контакта проэмульгированных в РУО капелек воды нет, однако в этой среде достаточно активно может проходить процесс увлажнения глин, вплоть до и их осыпей. Перенос влаги из раствора в стенку скважины идет через пары воды, давление которых над раствором и глиной с естественной влажностью (3-5%) не одинаковы и, как правило, последнее оказывается ниже. В этих условиях для предупреждения увлажнения неустойчивых глин и их осыпей, необходимо сбалансировать давление паров воды над раствором и разбуриваемой глинистой породой. Для этого в водную фазу раствора на углеводородной основе вводят электролиты такие, как NaCl и CaCl2, в больших количествах, вплоть до насыщения. Это приводит к требуемому снижению давления паров воды над РУО (в 1,5-2 раза), предупреждению увлажнения с набуханием глин и их осыпей за счет физико-химического взаимодействия.

Не менее важным в проблеме устойчивости глин является и так называемый физический фактор.

Действие этого фактора проявляется при бурении в условиях АВПД и нарушенных, перемятых зонах, когда осыпи горных пород происходят под воздействием физических сил, а гидростатического столба жидкости недостаточно для сдерживания этого процесса. Интенсивность этих осложнений может быть различной в зависимости от геологических условий.

Предупредить осыпи в этих случаях удается путем ступенчатого повышения плотности бурового раствора (по 500-1000 кг/м3). Как правило, горно-геологические условия бурения бывают известны, и требуемая плотность раствора регламентируется в программе по буровым растворам или в программе на бурение скважины.

Однако очень важно распознавать причину осложнений. Физико-химическое взаимодействие глин с буровым раствором происходит постоянно, а проявление физических сил наблюдается только в особых геологических условиях. В большинстве случаев нормальной плотности бурового раствора (1120-1200 кг/м3) бывает достаточно для достижения физического баланса в скважине.

Вот почему, на основе имеющейся геологической информации о потенциально неустойчивых глинах в разрезе скважины необходимо правильно выбрать тип бурового раствора, ингибирующая активность которого должна быть достаточна для данной породы. Если при бурении с промывкой таким раствором происходят осложнения из-за осыпей и обвалов глин, необходимо ступенчато повышать плотность раствора [9].

Далее, рассмотрим несколько составов и свойства ингибирующих буровых растворов.
Полимер-бентонитовый раствор для массового бурения

Эта система должна отличаться простотой приготовления, низкой стоимостью, малой чувствительностью к разбуриваемым породам и совместимостью с другими дополнительными реагентами (разжижители, смазывающие добавки). К таковым относится пресные бентонитовые растворы на основе полисахаридных полимеров и системы на основе лигносульфонатных реагентов.



Состав раствора, кг/м3

Бентонит 30 - 40

Na2CO3 0,5 – 1,0

NaOH 0,5


КМЦ LV (HVT) 5

ИКД 1


ИКЛУБ 3 - 5

ИКСИН - О(1) 1

ИКДЕФОМ 0,2

ИКСТАБ-L 0,2 - 0,5

ИККАРБ-75/150 50 - 100


Каталог: wp-content -> uploads -> 2013
2013 -> Министерство сельского хозяйства Республики Казахстан 010 000, г
2013 -> Бір көзден алу тәсілімен мемлекеттік сатып алу қорытындысы туралы №21 хаттама
2013 -> Бір көзден алу тәсілімен мемлекеттік сатып алу қорытындысы туралы №2 хаттама
2013 -> Бір көзден алу тәсілімен мемлекеттік сатып алу қорытындысы туралы №6 хаттама
2013 -> Министерство сельского хозяйства Республики Казахстан 010 000, г
2013 -> Тақырыптың өзектілігі
2013 -> «Алаш» либералдық-демократиялық қозғалысы идеологиясының маңызд


Достарыңызбен бөлісу:
1   2   3   4   5   6   7   8   9   ...   13


©kzref.org 2019
әкімшілігінің қараңыз

    Басты бет