Стабилизаторы технологических свойств буровых растворов

СОДЕРЖАНИЕ

 

Введение	3
1 О причинах  и необходимости применения стабилизаторов для обработки буровых растворов.	4
2 Общая характеристика стабилизаторов (как понизителей значений фильтрации или вязкости).	9
3 Характеристика крахмальных  реагентов (на основе крахмала  и модифицированных).	19
4 Лигнопол – универсальный  реагент для пресных и соленасыщенных растворов.	20
Заключение	22
Список использованных источников	23

 

 

Введение

 

Для осуществления процесса бурения скважин необходим комплекс средств, в число которых входит и промывочная жидкость. Промывочная жидкость в процессе бурения также осуществляет ряд функций, которые тем разнообразнее, чем сложнее процесс бурения: глубже скважина, неустойчивее ее стенки, выше давление газа и нефти в разбуриваемых горизонтах.

Промывочная жидкость выносит из скважины выбуренную породу, охлаждает долото, вращает турбобур и выполняет еще ряд функций. Процесс бурения представляет собой совокупность различных операций, определяющих технологию проходки скважин, поэтому указанные функции называют технологическими.

Скважины бурят с целью поисков, разведки и добычи нефти, природного газа и других полезных ископаемых. В свою очередь, при выполнении промывочной жидкостью определенных технологических функций достигаются конкретные цели, например снижение расхода энергии, затрачиваемой на разрушение породы при бурении, предотвращение возникновения обвалов стенок скважины и многие другие. Для этого необходимы определенные технические средства и мероприятия.

Осуществление различных технологических функций промывочной жидкостью возможно, если эта жидкость имеет определенные свойства. Однако не каждая промывочная жидкость обладает необходимыми свойствами. Одни свойства присущи любой жидкости, для придания других свойств используют химическую обработку промывочной жидкости или другие способы, например утяжеление (повышение плотности жидкости). Приготовление промывочных жидкостей, обладающих необходимыми свойствами, и поддержание нужного качества в течение всего времени бурения является нередко очень сложной задачей. Этот процесс усложнятся при бурении глубоких скважин вследствие увеличения температуры и давления в них. Обеспечение бурящихся скважин необходимыми свойствами – основная и очень важная задача работников глинохозяйства, от правильной работы которых в большей степени зависят результаты бурения.

 

1 О причинах  и необходимости применения стабилизаторов для

обработки буровых растворов

 

Буровые растворы – сложная многокомпонентная дисперсная система суспензионных, эмульсионных и аэрированных жидкостей. Как и обычные жидкости, они обладают подвижностью – способностью течь. При этом первоначальное расположение частиц жидкости изменяется, происходит деформация. Наука о деформации тел называется реологией, а свойства тел, связанные с течением и деформацией, называются реологическими. Они характеризуются определёнными величинами, не зависящими от условий их измерения и конструкции измерительных приборов. Такие величины называются реологическими константами.

Изучение реологических свойств дисперсных систем и измерение реологических констант основано на выявлении закономерностей связи между силами (напряжениями), вызывающими течение жидкости и получаемыми при этом скоростями течения (деформациями).

Реагенты-стабилизаторы предназначены для регулирования основных реологических свойств – для снижения фильтрации и вязкости раствора.

 

Фильтрационные процессы при промывке скважин выполняют одну из важнейших ролей в целях сохранения проницаемости продуктивного пласта, предупреждения аварийности и т.д. При промывке используются различные типы буровых растворов, одни из которых (глинистые) откладывают на стенках скважины глинистую корку под действием перепада давления и т.д., у других (безглинистых) корка отсутствует. Твердая фаза глинистых растворов, проникая в приствольную часть скважины, образует корку, через которую проникает фильтрат, объем которого пропорционален количеству отложившихся частиц. При этом следует учесть, что проницаемость пород составляет в среднем 0.01-1 мкм2, а глинистой корки всего 1нм2. В безглинистых растворах при отсутствии корки раствор будет непрерывно фильтроваться в проницаемые продуктивные пласты и засорять их, поэтому фильтрация таких растворов должна быть не более 5 см3/30 мин. При бурении скважины проявляется статическая, динамическая и мгновенная фильтрация.

При статической фильтрации нет циркуляции раствора. Объем фильтрата (фильтруется всего 5%) и толщина глинистой корки пропорциональны корню квадратному времени (т.е. их рост замедляется в большинстве буровых растворов, а незначительная ошибка на мгновенную фильтрацию не учитывается). При этом давление почти не влияет на фильтрационные потери буровых растворов на водной основе, приготовленных из качественного бентонита. Это явление связано с частичной сжимаемостью корки, формой и размером глинистых частиц и снижением ее проницаемости с повышением давления. В растворах на углеводородной основе давление повышает вязкость фильтрата и способствует снижению фильтрации. При повышенных температурах в растворах на водной основе вязкость фильтрата уменьшается с увеличением его объема и ростом фильтрации. Если статическая фильтрация при 20°С равна 3-4 см3/30 мин., то при 200°С она достигает 60-70 см3/30 мин., т.е. возрастает в 20 и более раз. Кроме этого, повышенная температура способствует нарушению электрохимического равновесия в растворе, что вызывает коагуляционные процессы и увеличение проницаемости глинистой корки и, в конечном счете, рост фильтрации. До температуры 130°С вязкость фильтрата снижается быстрее, чем коагуляция, а выше 130°С — наоборот, особенно при недостатке органических защитных химреагентов. Повышенная температура (100°С и более) вызывает также термоокислительную деструкцию многих понизителей фильтрации, что приводит к необратимому повышению фильтрации, которая снижается с повышением содержания твердой фазы в растворе, при этом объем и толщина глинистой корки увеличиваются. Толщина глинистой корки в статических условиях во многих глинистых растворах увеличивается неопределенно долго, в связи с ростом фильтрации, при этом содержание воды (фильтрата) в глинистой корке лишь немного меньше, чем в набухших глинах на стенках скважины и практически не зависит от объемной доли твердой фазы в растворе, что может служить мерой набухаемости глины. Проницаемость глинистой корки и скорость фильтрации являются основными параметрами, от которых зависит как статическая, так и динамическая фильтрация. Минимальная проницаемость корки достигается при использовании суспензий на пресной воде из качественного бентонита, вследствие пластинчатой структуры глинистых частиц. Понизители фильтрации (КМЦ и др.) также снижают проницаемость корки, за счет частичной адсорбции на глинистых частицах и частичного закупоривания пор, а также повышения вязкости фильтрата и действия электрического заряда частиц. Дополнительное снижение проницаемости корки происходит при обработке буровых растворов понизителями вязкости, за счет ионообменных процессов и диспергирования глин.

Динамическая фильтрация проявляется при циркуляции бурового раствора, при этом объем фильтрата составляет 95% (в 19 раз больше). Толщина глинистой корки ограничена эрозионным воздействием потока бурового раствора и на определенном этапе становится постоянной (при равенстве скоростей роста корки и ее эрозии). Иначе говоря, при постоянной скорости фильтрации корка не имеет рыхлой поверхности (отличие от корки при статической фильтрации). На скорость динамической фильтрации влияет также температура. Так, если при 20°С статическая фильтрация составляет 3-4 см3/30 мин., то при 200°С динамическая фильтрация возрастает до 150-290 см3/30 мин., т.е. в 50-60 раз. При этом, если величина фильтрации при температуре забоя, определенная фильтр-прессом, превышает значение 79/Р (>15 см3/30 мин.), где Р — перепад давления, МПа, то вероятность прихвата резко возрастает, особенно в проницаемых пластах. Причем, если фильтрация на забое возрастает в 1.5 раза, то и толщина корки увеличивается в 1.5 раза. Наличие дифференциального давления (разность между гидростатическим и пластовым давлениями), приводит к возникновению ограниченной нестационарной забойной фильтрации бурового раствора и снижению эффективности разрушения горной породы, ввиду образования под долотом внутренней глинистой корки и закупорки пор частицами выбуренной породы. Причем радиальная фильтрация всегда выше, чем плоскопараллельная, что не учитывается конструкцией приборов.

Мгновенная фильтрация — это проникновение мельчайших частиц через фильтр бумага, прежде чем произойдет закупорка ее пор, при времени близком к нулю (1 -2 с). При бурении мгновенная фильтрация может быть весьма большой, особенно в проницаемых породах и при отсутствии в растворе мельчайших частиц, что может привести к прихвату бурильных труб. В среднем величина мгновенной фильтрации должна быть не более 2-3 см3/30 мин., т.е. в 5 раз меньше статической фильтрации. Большинство фильтрационных процессов подчиняется закону Дарси и контролируется в бурении приборами ВМ-6, ФЛР-1, УИВ-2 (впервые прибор типа ВМ-6 создан в 1937 г., США) и вакуумным способом.

Прибор ВМ-6 предназначен для измерения статической фильтрации при температуре от +10°С до 80°С и перепаде давления 1 кгс/см2. Он состоит из трех частей: напорного и фильтрационного узлов и опорного поддона. Перед началом работы вырезают по размеру металлической решетки два листа фильтровальной бумаги, один из них смачивают водой, накладывают на решетку и вставляют вместе с ней в нижнюю часть фильтрационного стакана, совмещая выточку стакана с решеткой, и наворачивают поддон с закрытым винтом. Затем в стакан наливается глинистый раствор на 3-4 мм ниже края горловины, наворачивается цилиндр, с предварительно закрытым клапаном, наливается дизельное или И-30А масло на 5-10 мм ниже верхнего края и вставляется плунжер со шкалой. Открыванием клапана выпускают избыток масла из цилиндра до совмещения нулевого деления на шкале с риской на втулке, включают секундомер и через 40 мин. показания шкалы должны быть не более 0.3 деления. Если после сборки прибора с раствором и открытия винта в поддоне плунжер опускается сразу на 2 деления, а после выдержки 30 мин. на шкале отмечено 20 делений, то фильтрация будет 18 см3/30 мин. Допускается опускание плунжера ниже нулевой отметки не более 6 делений, а если 10 делений и более (наличие газа в растворе), то плунжер снимается, в него заливается масло, и он опять вставляется в цилиндр, при этом шкала остановится на 2-4 деления выше нуля. Все указанные операции следует выполнять быстро, так как при нестабильных растворах за время с момента налива раствора в ста- ан до начала фильтрации может образоваться осадок, вследствие чего исказится результат измерения. Во избежание зависания плунжера его через 5 и 10 мин. (2 раза) проворачивают рукой. В некоторых случаях (нефтегазоводопроявления, срочное проведение большого количества анализов и т.д.) применяется ускоренный метод определения фильтрации через 7.5 мин. и результат умножается на два ( =2). Этот метод применим только при статической фильтрации до 15 см3/30 мин., при этом погрешность составляет не более 15%. По этой же методике допускается измерение фильтрации через 2.5 мин. и результат умножается на коэффициент 3.5 ( =3.5). Так как шкала прибора оттарирована только на фильтрацию 40 см3/30 мин., ускоренные методы эффективны и при высокой фильтрации (45, 145 см3/30 мин.), что позволяет быстро установить оптимальную добавку понизителя фильтрации.

Прибор УИВ-2 предназначен для измерения статической фильтрации при температуре от +10°С до 250°С и перепаде давления 50 кгс/см2, принцип работы которого аналогичен приборам ФЛР-1 и ВМ-6.

Вакуумный способ предназначен для измерения статической фильтрации при комнатной температуре и применяется обычно в стационарных лабораториях. Установка состоит из вакуумных насоса, манометра и колбы Бунзена, в которую помещается градуированная пробирка для сбора фильтрата. Колба закрывается резиновой пробкой с отверстием, куда устанавливается воронка Бюхнера. Для замера фильтрации на перфорированную часть воронки укладывается два листа (один смочен водой) фильтровальной бумаги по диаметру воронки, и на короткое время включается вакуумный насос для прижимания бумаги. Перекрыв кран колбы, где производится определение (краны на всех остальных трубках закрыты), включают вакуумный насос, и заливают в цилиндрическую часть воронки испытуемый раствор. По достижению максимального разрежения открывают кран, и включают секундомер. Через 30 мин. перекрывают кран, снимают воронку, достают пробирку, и измеряют объем фильтрата Vф. Если диаметр цилиндрической части воронки не равен 75 мм, то определяется коэффициент пересчета

кп = 56,25/Дф2,

где Дф — диаметр фильтра, мм;

Фильтрация рассчитывается по формуле

Ф = кп Vф

Преимуществами этого способа являются более благоприятные условия измерения, возможность проведения нескольких замеров одним лаборантом и исследование стабильных аэрированных жидкостей.

 

Эффективная вязкость ηэф условно характеризует сумму вязкостного и прочностного сопротивлений течению бурового раствора и зависит от скорости сдвига и времени воздействия касательного напряжения. Чем больше скорость сдвига, тем меньше ηэф, а при постоянной скорости сдвига ηэф также постоянна, так как структурообразующие и структуроразрушающие силы находятся в состоянии равновесия. При снятии или уменьшении нагрузки (сдвига) ηэф возрастает до первоначального значения. При движении раствора и высоких температурах ηэф увеличивается за счет повышения дисперсности и контактов частиц глинистой фазы. Физический смысл ηэф ключается в получении действительной вязкости бурового раствора в различных в различных участках циркуляционной системы, но ηэф не будет иметь его, если не указана скорость сдвига, при которой она измерена. Скорость сдвига определяется как отношение разности в скоростях соседних слоев жидкости (ΔV) к расстоянию между ними (Δr):

γ = ΔV / Δr.

Для получения величины ηэф данные шкалы приборов ВСН-3 или ВСН-2М подставляются в уравнение

ηэф = Аφ/n2, Пас,

где n2 — частота вращения, об/мин.; φ — угол закручивания пружины, градус.

ηэф рассчитывается только при 600 об/мин., и если при этом закручивание будет меньше 50° или больше 150°, то эффективная вязкость не вычисляется. Из всех реологических показателей эффективная вязкость наиболее точно отражает реальную консистенцию раствора, но из-за отсутствия приемлемых методов измерения в промысловой практике она оценивается условной величиной «Т» — временем истечения определенного объема бурового раствора из стандартного прибора ВБР-2.

 

 

 

2 Общая характеристика  стабилизаторов

(как понизителей  значений фильтрации или вязкости)

 

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

В зависимости от того, какое действие эти реагенты оказывают на глинистые растворы, их можно разделить условно на две группы. Реагенты первой группы используют в качестве понизителей водоотдачи, второй — понизителей вязкости (разжижителей). Способность реагентов снижать водоотдачу во многом зависит от их относительной молекулярной массы: чем она выше (до некоторого предела), тем эффективнее эта способность. Способность разжижать глинистые растворы присуща реагентам с меньшей относительной молекулярной массой. Вторым фактором, определяющим принадлежность реагента к этим группам, является структура его молекулы. Когда она представлена длинными переплетающимися цепочками, реагент является понизителем водоотдачи, но вязкость он при этом повышает. Под влиянием солей эти цепочки изменяют форму — они скручиваются и занимают меньший объем, что соответствует как бы уменьшению относительной молекулярной массы. Способность снижать водоотдачу при этом ослабевает, а разжижающая способность усиливается.

Существуют химические реагенты-стабилизаторы, обладающие способностью и снижать водоотдачу и разжижать раствор. Эта особенность объясняется существованием в этом реагенте молекул с высокой и низкой относительной молекулярной массой. В ряде случаев такая особенность является очень ценной.     

Наибольшее распространение получили реагенты-стабилизаторы на основе:

натриевых и калиевых солей гуминовых кислот (УЩР, ТЩР);

целлюлозы (КМЦ, ОЭЦ, карбаминол, карбофен);

лигносульфонатов (ССБ, КССБ, окзил, ФХЛС);