З а г а л ь н і п о л о ж е н н я

М Е Т О Д И Ч Н І В К А З І В К И

До виконання лабораторних робіт

З модулю «Промивні рідини і бурові розчини»

для студентів спеціальностей:

5.05030401 “Експлуатація нафтових і газових свердловин”

5.04010304 “Розвідування нафтових і газових родовищ”

5.05030106 “Буріння свердловин”

м. Полтава

Розробила: викладач спецдисциплін Ю. Г. Дяченко

Обговорено на засіданні циклової комісії бурових дисциплін

Голова комісії ______________ Ю.Я.Бяльський

“____” вересня 2012 рік

Обговорено на засіданні циклової комісії експлуатаційних дисциплін

Голова комісії _______________ В.В.Крицький

“____” вересня 2012 рік

ЗМІСТ

ВСТУП

Технологія промивання свердловини – це комплекс технологічних процесів та операцій з приготування, очищення, обробки та циркуляції бурового розчину. Робочим агентом в технологічному процесі промивання свердловини є буровий розчин, а основними характеристиками процесу вважаються режимні параметри циркуляції і показники властивостей розчину.

В методичних вказівках розглянуті дані про параметри бурового розчину, методи їх вимірювання та апаратура і прилади, класифікація бурових розчинів, хімічні реагенти для регулювання їх властивостей.

Промивні рідини і агенти забезпечують також ефективне та безаварійне буріння без ускладнень. Використання складних систем колоїдних розчинів, їх приготування, регулювання властивостей за допомогою домішок реагентів завжди знаходяться в центрі уваги інженерів-буровиків, до обов’язків яких входить постійний контроль за параметрами розчинів.

Провідні зарубіжні сервісні компанії несуть повну відповідальність не тільки за якість розчинів на всіх етапах буріння свердловин, а також за своєчасність доставки готових розчинів на бурову та утилізацію і знешкодження шкідливих компонентів бурових розчинів після закінчення буріння.

Методичні вказівки призначені для виконання лабораторних робіт із дисциплін «Буріння свердловин», «Буріння нафтових і газових свердловин та бурові розчини», «Промивка свердловин».

Оцінка засвоєння навчального матеріалу на підставі виконання студентами лабораторних робіт оцінюється за двобальною шкалою: «зараховано», «не зараховано».

З а г а л ь н і п о л о ж е н н я.

Промивна рідина (ПР) – це дисперсна система, яка складається з дисперсної фази і дисперсного середовища. До фази відносять порошкоподібні речовини – реагенти, а середовище – це рідина. Дисперсна фаза розчиняється і рівномірно розподіляється в дисперсному середовищі.

Бурові промивні рідини (ПР) використовуються для руйнування і виносу вибуреної породи з свердловини. Вони повинні відповідати одночасно багатьом вимогам: сприянню руйнуванню порід, очищення вибою та транспортування вибуреної породи на поверхню; передачі енергії турбобуру; унеможливлення процесу осадження уламків породи в стовбурі свердловини і в ємностях (резервуарах) на поверхні; утримання міцності стінок свердловини (створення протитиску та протидії внаслідок її контакту з ПР); попередження нафтогазовопроявлень; збереження природних фільтраційних властивостей порід-колекторів; здатність до утворення щільної фільтраційної кірки, яка б не коагулювала під час дії цементних суспензій та характеризувалася необхідною термосолестійкістю; піддатливість витісненню з свердловини тампонажним цементним розчином; сприянню якісного цементування колони; відсутність корозійної агресивності стосовно бурильної колони і бурового обладнання; сприяти охолодженню і змазуванню деталей долота та зменшення тертя бурильних і обсадних труб об стінки свердловин; не токсичність; пожежобезпечність, з врахуванням вимог до охорони праці і навколишнього середовища.

За складом та природою дисперсійного середовища ПР класифікуються:

- ПР на водній основі – прісні і морські води (вода, не стабілізовані суспензії, гуматні, лігносульфонатні, хромлінгосульфонатні рідини); полімерні недиспергуючі рідини (з малим вмістом твердої фази, безглинисті); інгібуючі промивальні рідини (кальцієві, калієві, оброблені солями тривалентних металів, силікатні, гідрофобізуючі, хлормагнієві, хлорнатрієві рідини);

- ПР на нафтовій основі – безводні промивальні рідин (вапняно-бітумні, на основі органоглин); інверсні емульсії (емульсійні вапняно-бітумні, на базі емульгатору-емульталу – ВІЕР, інших емульгаторів – ГЕР, ТІЕР);

- газоподібні агенти – гази (повітря, викидні гази двигунів внутрішнього згорання, природній газ); піни.

Бурові ПР як правило, є гетерогенними системами, тобто системами, що складаються з кількох внутрішніх однорідних частин (фаз) з різними фізичними властивостями. В одній частині гетерогенної системи компоненти перебувають в дисперсному стані, в іншій – у вигляді суцільної фази.

Тверді фази в ПР перебувають в кристалічному і іноді в аморфному стані (оксиди, гідроксиди, алюмосилікати). Фізико-хімічні властивості та механічні параметри компонентів твердої фази з кристалічною будовою характеризуються енергією їх кристалічних решіток.

З природних мінералів найчастіше використовуються глини – полімінеральні полідисперсні алюмосилікатні сполуки, які здатні при контакті з водою переходити в пластичний стан. Завдяки цьому глини використовують для одержання колоїдних суспензій – основи бурових розчинів. Для приготування бурових розчинів випускають глинопорошки з монтморіллоніту, каолініту, гідрослюди і палигорскіту. Залежно від складу їх поділяють на бентонітові (ПБ), каолін-гідрослюдисті та палигорскітові (ПП).

Для підвищення якості глинопорошки обробляють різними реагентами (кальцинованою содою, триполіфосфатом натрію, поверхнево-активнмии речовинами (ПАР), метасом та ін.). основний показник якості (ґатунку) глин – вихід розчину (кількість глинистої суспензії заданої в’язкості, що отримують з 1т глини). Бентонітові порошки додають до бурових розчинів для поліпшення очистки стовбура свердловини від шламу, обмеження просочення чи фільтрації води в проникні пласти, забезпечення утворення тонкої фільтраційної кірки з низькою проникністю, збереженню стійкості стовбура при розбурюванні слабозцементованих порід і попередження поглинання. Підвищення якості баритового обважнювача досягається шляхом додаткової його обробки перед сушкою або при помолі, наприклад фосфатами, полімерами, ПАР. Це сприяє гідрофілізації (змочування) поверхні частинок бариту, зв’язуванню іонів кальцію та попередженню коагуляції розчину.

Використання залізовмісних обважнювачів (гематитів, магнетитів, ільменітів) порівняно з баритовим є обмеженим, оскільки висока абразивність і магнітні властивості цих обважнювачів негативно впливають на довговічність бурильного інструменту й обладнання. Незважаючи на це, внаслідок великої густини, їх використання в окремих випадках необхідне. Якість залізистих обважнювачів регламентується такими характеристиками: густина – не менше 4150кг/м³; вміст вологи – не більше 12,0%; вміст водорозчинних солей – не більше 0,3%; вміст кальцію – не більше 0,05%.

В окремих випадках для одержання бурових розчинів густиною понад 2300кг/м³ використовують свинцеві обважнювачі. Основний мінерал свинцевих руд галеніт має щільність 7400-7700кг/м³ і твердість за шкалою Мооса^* – 2,5-2,7.

Для обважнених бурових розчинів при закінченні буріння свердловини використовують кальцит, доломіт, сидерит, що добре розчиняються мурашиною і соляною кислотами.

Дисперсним середовищем для бурових розчинів є вода (прісна чи мінералізована, зокрема морська) або вуглеводневі рідини (нафти чи нафтопродукти, передусім дизельне паливо).

Вода порівняно з іншими рідинами характеризується найвищим поверхневим натягом^*, діелектричною константою, питомою теплотою плавлення, теплотою пароутворення і вираженою здатністю розчиняти різні речовини. Полярною будовою молекули води пояснюється її тенденція до утворення водневих зв’язків. У воді дисоціюють солі, кислоти, основи.

Склад води визначає вибір глини і хімічних реагентів. Так, якщо у воді міститься понад 5% солей, то бентонітові глини втрачають властивості структуроутворення. Тому в таких випадках застосовують спеціальну технологію приготування бурового розчину (наприклад, заздалегідь гідратують глину в прісній воді, модифікують солестійкими полімерами, а потім додають мінералізовану воду) або використовують для цього солестійку глину (наприклад, палигорскіт).

_______________________________________________________________________

^*Примітка: шкала Мооса – десятибальна шкала твердості мінералів, за якою розрізняють десять ступенів твердості. Відносна твердість мінералів за цією шкалою визначається шляхом дряпання мінералу, який досліджується, гострими краями еталонних мінералів (пасивна твердість) або дряпання еталонних мінералів досліджуваним зразком (активна твердість). Еталонами є: 1 – тальк, 2 – гіпс, 3 – кальцит, 4 – флюорит, 5 – апатит, 6 – ортоклаз, 7 – кварц, 8 – топаз, 9 – корунд, 10 – алмаз. Мінерал з більшою твердістю дряпає мінерал з меншою твердістю, тобто кожний наступний мінерал цього ряду здатний дряпати попередній мінерал, але не дряпає наступного за ним, більш твердого. Якщо, наприклад, гіпс не залишає подряпини на поверхні мінералу, що досліджується, а кальцит залишає, то його твердість вважають рівною 2,5. Шкала Мооса використовують для швидкої діагностики мінералів.

Поверхневим натягом називається фізичне явище, суть якого в прагненні рідини скоротити площу своєї поверхні при незмінному об'ємі.

Для поліпшення фізико-хімічних і технологічних властивостей бурових розчинів використовують різні хімічні реагенти: понижувачі в’язкості, пептизатори і диспергатори, захисні високомолекулярні колоїди, змащувальні та інгібуючі добавки та ін.. За призначенням і фізико-хімічною дією на дисперсні системи розчинів хімічні реагенти поділяють на загальні та спеціальні.

Для надання буровому розчину спеціальних властивостей (інгібуючих, змащувальних, емульгуючих) або для підвищення ефективності реагентів загального призначення (усунення ціноутворення, термічної і ферментативної нестійкості, агресивного впливу полівалентних іонів, сірководню і інших) використовують неорганічні електроліти, ароматичні аміни, аміноспирти, алкилфеноли, силоксани, солі високомолекулярних органічних сполук, оксиетильовані органічні сполуки, вищі жирні спирти і кислоти, полімери, співполімери і ін..

Показники якості ПР. Технологічні властивості ПР характеризуються густиною, структурно-реологічними і фільтраційними параметрами, змащувальною та охолоджуючою здатністю, поверхневою активністю, активністю взаємодії з породою, що розбурюється. Регулюються вони шляхом комплексної фізико-хімічної дії на полідисперсну систему, якою є ПР,

Найбільшого поширення набули такі методи регулювання властивостей ПР: обробка хімічними сполуками неорганічного і органічного складу, розчинення, концентрування, механохімічна активація і диспергування шляхом перемішування при тепловій дії чи без неї. Відомі також такі методи, як намагнічення, електрична та ультразвукова обробка.

Значною мірою технологічність ПР визначається їх здатністю до збереження основних ознак дисперсної системи в часі – ступеня дисперсності та рівномірності розподілу дисперсної фази в дисперсному середовищі.

Знання основних факторів стійкості дисперсних систем і причин, що зумовлюють її порушення, дає змогу обґрунтувати методи регулювання властивостей промивної рідини під час буріння.

Для одержання об’єктивної інформації про властивості бурових розчинів та своєчасного виявлення їх відхилення від проектних значень контролюють показники якості. Нормативні значення показників якості для кожної свердловини наведені в геолого-технічних нарядах.

Контроль, що здійснюється на бурових, тільки приблизно описує поведінку розчину в свердловині. Більш детальні дослідження виконуються в спеціалізованих лабораторіях.

Контрольні параметри бурового розчину поділяють на три групи: обов’язкові для всіх свердловин – густина, умовна в’язкість, статична напруга зсуву через 1 і 10 хвилин, показник фільтрації, товщина фільтраційної кірки, концентрація іонів водню, концентрація твердої фази; обов’язкові для свердловин, що перебувають в ускладнених геологічних умовах – показник фільтрації при підвищених температурах, вміст газу, гранична динамічна напруга зсуву, пластична в’язкість, ступінь мінералізації, вміст іонів магнію, кальцію, калію, натрію, хлору, сульфату, твердої фази і нафти, напруга електропробою (для емульсійних розчинів на вуглеводневій основі); необов’язкові – динамічна напруга зсуву і пластична в’язкість при підвищених температурах і тисках, статична напруга зсуву при підвищених температурах, напруга зсуву фільтраційної кірки, змащувальна здатність, ступінь відновлення проникності кернів, міжфазний натяг фільтрату бурового розчину.

Поиск по сайту: