Исследование параметров НГВП

Закрытие скважины

Процедура закрытия скважины во многом влияет на успешность проведения последующих работ по ликвидации проявления. В практике бурения известны методы «жесткого» и «мягкого» закрытия скважины при флюидопроявлении.

Quot;Мягкое закрытие " скважины

Для реализации этого метода, рабочая гидравлически-механическая задвижка на устье должна быть закрыта, штуцер (правый) должен быть на 50 % открыт и открыты задвижки на вертикальный дегазатор. Штуцер (левый) на другой половине штуцерной батареи и задвижки должны быть закрыты. Это нормальное положение задвижек на штуцерной батарее при всех операциях, выполняемых на скважине.

Порядок работ при "мягком закрытии" скважины:

• открыть гидравлическо - механическую задвижку на линии дросселирования (боковая задвижка на крестовине ПВД);

• закрыть верхний превентор (обычно универсальный превентор) и задвижку прямого сброса. Если инструмент в башмаке обсадной колонны, то закрыть плашечный превентор;

постепенно закрыть штуцер;

закрыть механическую задвижку после штуцера;

оставить скважину на стабилизацию давления в течение 5-10 минут (но не более 15 минут независимо от глубины скважины), снимать показания избыточных давлений на устье Р_из._т, Р_из._к через каждую минуту.

Quot;Жесткое закрытие" скважины

В зарубежной практике, в случае раннего обнаружения проявления (V_о = 50÷500л), используется метод быстрой герметизации устья скважины. Для реализации этого метода штуцер (правый) должен быть закрыт, задвижки после штуцера на вертикальный дегазатор открыты. Штуцер (левый) на другой половине штуцерной батареи и задвижки должны быть закрыты.

Порядок работ при "жестком закрытии" скважины:

• закрыть верхний превентор (обычно универсальный превентор). Если инструмент в башмаке обсадной колонны, то закрыть плашечный превентор;

• открыть гидравлическо - механическую задвижку на линии дросселирования (главная боковая задвижка на крестовине);

оставить скважину на стабилизацию давления в течение 5-10 минут (но не более 15 минут, независимо от глубины скважины), снимать показания избыточных давлений на устье Р_из._т, Р_из._к через каждую минуту.

Рекомендации к выбору способа закрытия скважины

Преимущества «мягкого» закрытия скважины: - снижен эффект гидравлического удара в скважине.

Недостатки «мягкого» закрытия скважины: более сложный способ выполнения закрытия скважины; образуется больший приток пластового флюида в скважину.

Преимущества «жесткого» закрытия скважины: простая и быстрая процедура закрытия скважины; образуется меньший приток пластового флюида в скважину.

Недостатки «жесткого» закрытия скважины: возникает опасность гидравлического удара, опасного для оборудования и горных пород.

Исследование параметров НГВП

После закрытия скважины и стабилизации давлений в бурильной колонне и кольцевом пространстве регистрируют через 10-15 минут следующую устьевую информацию о флюидопроявлении:

1. Время возникновения НГВП

2. По показаниям манометров на устье скважины регистрируют установившееся давление в трубах бурильной колонны Ри (бт) и кольцевом пространстве Ри. кп (Рис. 4.1).

 

 

Миграция газа в буровом растворе без расширения

 

 

Рисунок- Характер изменения давлений в трубах и кольцевом

пространстве после закрытия скважины при НГВП

3. Вес бурового инструмента на крюке.

4. Параметры бурового раствора.

5. Рассчитывают давление проявляющего пласта

Рпл. = Ри (б к) + ρg H,

где ρ – плотность буровой промывочной жидкости

6. По расходомеру в приемной емкости определяют объем (V₀) поступившего пластового флюида.

7. Определяют вид поступившего флюида

визуально и по формуле

 

где - высота столба поступившего пластового флюида, м;

S – площадь кольцевого пространства скважины, м².

если: ρ = 10-360 кг/м³ – газ;

ρ = 360 - 700 кг/м³ – газоконденсат;

ρ = 700-1080 кг/м³ – газированная нефть;

ρ = 1080-1200 кг/м³ – пластовая вода.

8. Определяют плотность жидкости глушения

 

9. Определяют максимально допустимые давления при глушении скважины

 

 

Р = maх (4.4)

 

где Р_опр - давление опрессовки обсадных труб; Ргр – давление гидроразрыва наименее прочных горных пород; H* - глубина залегания наименее прочных горных пород.

61. Устройство и принцип действия погружного винтового насоса.

Основным элементом погружного винтового насоса (ПВН) является червячный винт, вращающийся в резиновой обойме специального профиля. В пределах каждого шага винта между ним и резиновой обоймой образуются полости, заполненные жидкостью и перемещающиеся вдоль оси винта. Приводом служит такой же ПЭД, как и для ПЦЭН, с частотой вращения, вдвое меньшей. Это достигается такими соединениями и укладкой статорной обмотки двигателя, что создается четырехполюсное магнитное поле с синхронной частотой вращения 1500 мин"1.

Если для ПЦЭН увеличение частоты вращения улучшает эксплуатационные характеристики насоса, то для ПВН, наоборот, желательно уменьшение частоты вращения вала, так как в противном случае увеличивается износ, нагрев, снижается к. п. д. и другие показатели. Внешне ПВН мало отличается от ПЦЭН.

В комплект установки входят: автотрансформатор или трансформатор на соответствующие напряжения для питания ПЭД; станция управления с необходимой автоматикой и зашитой; устьевое оборудование, герметизирующее устье скважины и ввод кабеля в скважину; электрический кабель круглого сечения, прикрепляемый поясками к НКТ; винтовой насос, состоящий из двух работающих навстречу друг другу винтов с двумя приемными сетками и общим выкидом; гидрозащита электродвигателя; маслонаполненный четырехполюсный электродвигатель переменного тока - ПЭД.

Основной рабочий орган винтового насоса состоит из двух стальных полированных и хромированных одно-заходных винтов 2 и 4 с плавной нарезкой, вращающихся в резинометаллических обоймах 1 и 5, изготовленных из нефтестойкой резины особого состава.

Внутренняя полость обойм представляет собой двухзаходную винтовую поверхность с шагом в два раза больше, чем шаг винта. Винты соединены с ПЭДом и между собой валом с промежуточной эксцентриковой муфтой 3. Оба винта имеют одинаковое направление вращения, но один винт имеет правое направление спирали, а другой - левое. Поэтому верхний винт подает жидкость сверху вниз, а нижний - снизу вверх. Это позволяет уравновесить винты, так как силы, действующие на них от перепада давления со стороны выкида и приема, будут взаимно противоположны.

Любое поперечное сечение стального винта есть правильный круг, однако центры этих кругов лежат на винтовой линии,ось которой является осью вращения всего винта. В любом сечении винта, перпендикулярном к его оси, круговое сечение оказывается смещенным от оси вращения на расстояние е, называемое эксцентриситетом

Поперечные сечения внутренней полости резиновой обоймы в любом месте вдоль оси винта одинаковые, но повернуты относительно друг друга. Через расстояние, равное шагу, эти сечения совпадают.

 

Само сечение внутренней полости в любом месте представляет собой две полуокружности с радиусом, равным радиусу сечения винта, раздвинутые друг от друга на расстояние 4е.

При работе двигателя винт вращается вокруг собственной оси. Одновременно сама ось винта совершает вращательное движение по окружности диаметром d = 4е.

Гребень спирали винта по всей своей длине находится в непрерывном соприкосновении с резиновой обоймой. Между винтом и обоймой образуется полость, площадь сечения которой равна произведению диаметра винта D на 4е, а высота этой полости в направлении оси винта равна шагу обоймы Т (T = 2t, где t - шаг винта).

Перекачиваемая жидкость заполняет полость между винтом и обоймой в пределах каждого шага и, так как при вращении винт в осевом направлении не движется, то жидкость будет перемещаться вдоль оси винта на расстояние одного шага при повороте винта на один оборот. Следовательно, суточная подача винтового насоса будет равна

.

где n - частота вращения вала ПЭДа (примерно 1480 мин-1); α - коэффициент подачи насоса: коэффициент подачи насоса, учитывает обратные протечки через линию соприкосновения гребня спирали винта с внутренней полостью обоймы; неполное заполнение полостей за счет наличия газа во всасывающей смеси; усадку нефти при переходе ее от термодинамических условий насоса к условиям на поверхности

I - исходное положение, II - положение при повороте на 90°, III - положение при по вороте на 180º,

IV - положение при повороте на 270°, V - положение при повороте на 360°; к - фиксированная точка на поверхности винта (вращение против часовой стрелки)

Для того чтобы верхний и нижний винты имели возможность вращаться не только вокруг своей оси, но и по окружности диаметром d = 2е, они соединены между собой специальными эксцентриковыми муфтами.Конец вала, выходящего из верхнего сальника и подшипника узла гидрозащиты, соединяется с нижним винтом также с помощью эксцентриковых муфт 3.

Эксцентриковые муфты работают в жидкости, откачиваемой насосом Насос имеет двухсторонний прием жидкости и общий выкид в пространство между верхним и нижним винтами. Далее жидкость проходит по кольцевому зазору между корпусом металло-резиновой обоймы верхнего винта и кожухом насоса. Затем по специальным косым каналам, минуя приемную сетку верхнего винта, жидкость попадает в головную часть ПВН, в которой имеется многофункциональный предохранительный клапан поршеньково-золотникового типа. Обойдя по сверлению предохранительный клапан, жидкость проходит шламовую трубу и попадает в НКТ.

В нижней части насоса, ниже герметизирующего сальника и двухрядного радиально-упорного подшипника размещается пусковая муфта. Она соединяет вал протектора и двигателя с валом насоса только после того, как вал двигателя разовьет число оборотов, соответствующее максимальному крутящему моменту двигателя. Для этого в пусковой муфте имеются выдвижные эксцентриковые кулачки, входящие в зацепление при определенной частоте вращения вала. Такая пусковая муфта обеспечивает надежный запуск насоса при максимальном крутящем моменте двигателя.

Кроме того, она не позволяет вращаться валу насоса в сторону, противоположную заданному направлению. В этом случае в муфте происходит свободное проворачивание валов без зацепления, чем предупреждается развинчивание деталей насоса и резьбовых соединений, а резиновые обоймы рабочих органов предохраняются, таким образом, от перегрева и сухого трения, так как при обратном вращении жидкость из НКТ откачалась бы в кольцевое пространство. Такое обратное вращение может произойти при ошибочной перестановке двух концов электрического кабеля на трансформаторе.

Четыре эксцентриковые муфты позволяют за счет подвижности шарниров передавать необходимый крутящий момент и одновременно совершать винтам сложное планетарное движение в резиновых обоймах.

Поршеньково-золотниковый предохранительный клапан выполняет следующие функции.

Так как сквозной проток жидкости при неподвижном винте в ПВН невозможен, то при его спуске в скважину на НКТ под уровень жидкости возникает необходимость заполнения НКТ жидкостью из межтрубного пространства. В этом случае поршеньково-золотниковый предохранительный клапан устанавливает сообщение внутренней полости НКТ с межтрубным пространством.

При подъеме ПВН из скважины жидкость из НКТ по тем же причинам не может перетечь в межтурбное пространство. Поршеньково-золотниковый клапан в этом случае также устанавливает сообщение внутренней полости НКТ с межтрубным пространством и жидкость сливается.

При недостаточном притоке жидкости из пласта в скважину или при содержании в жидкости большого количества газа золотник предохранительного клапана устанавливается так, что часть жидкости из колонны НКТ перетекает через боковой клапан в межтрубное пространство. Когда насос разовьет нормальную подачу, золотник клапана перекроет боковой спусковой канал и вся жидкость, подаваемая насосом, будет поступать в НКТ.

В противоположность ПЦЭН винтовые насосы, как и все объемные машины, не могут работать при закрытом выкиде. Поэтому при случайном закрытии задвижки на устье ПВН выходит из строя. Для предупреждения подобных явлений золотниковый предохранительный клапан срабатывает и сбрасывает жидкость из НКТ в межтрубное пространство. Для этого клапан регулируется на строго регламентируемую величину давления, при превышении которой происходит сброс.

Золотниковый предохранительный клапан позволяет откачивать жидкость из скважин с низким динамическим уровнем и не допускает его снижения до приемных сеток насоса, так как в этом случае клапан сбросит жидкость из НКТ в межтрубное пространство. Это приведет к снижению результирующей подачи и срабатыванию релейной защиты на станции управления, отключающей всю установку.

Если по каким-либо причинам установка не отключится, то после накопления жидкости в межтрубном пространстве и повышения ее уровня клапан закроет спусковой канал и установка перейдет на нормальный режим работы с полной подачей жидкости в НКТ. Поскольку слабый приток из пласта сохраняется, то это приведет снова к снижению уровня в межтрубном пространстве, клапан снова сработает и сбросит жидкость из НКТ в межтрубное пространство. Такая вынужденная самопроизвольная периодическая эксплуатация будет продолжаться до тех пор, пока станция управления не отключит установку. Назначением золотникового предохранительного клапана является недопущение сухого трения винта в резиновой обойме и выхода из строя насоса по этой причине.

Шламовая труба предохраняет насос от попадания в его рабочие органы твердых частиц окалины со стенок НКТ и стеклянной крошки в случае применения остеклованных или эмалированных НКТ. Она представляет собой обычный патрубок с боковыми отверстиями и заглушенным верхним концом. Оседающие твердые частицы накапливаются между внутренней поверхностью НКТ и наружной поверхностью шламовой трубы.

 

Как видно из описания, ПВН - несложная машина с небольшим числом деталей (в противоположность ПЦЭН) и в настоящее время имеет высокую надежность и достаточно большой межремонтный период. На отечественных промыслах уже прошли широкие промышленные испытания несколько серийных конструкций, рассчитанных на номинальную подачу 40, 80 и 100 м3/сут при диаметрах обсадных колонн 146 и 168 мм.

62. Основные методы повышения проницаемости пласта и призабойной зоны, их сущность.

Проницаемость пород одного и того же пласта может резко изменяться в различных его зонах или участках. Иногда при общей хорошей проницаемости пород пласта отдельные скважины вскрывают зоны с пониженной проницаемостью, в результате чего ухудшается приток нефти и газа к ним.

Естественная проницаемость пород под влиянием тех или иных причин также может с течением времени ухудшаться, Так, при заканчивании скважин бурением призабойные зоны их часто загрязняются отфильтровавшимся глинистым раствором, что приводит к закупорке пор пласта и снижению естественной проницаемости пород. При эксплуатации нефтяных и газовых скважин проницаемость пород в призабойной зоне может резко ухудшиться из-за закупорки пор парафинистыми и смолистыми отложениями, а также глинистыми частицами.

Призабойная зона нагнетательных скважин загрязняется различными механическими примесями, имеющимися в закачиваемой воде (ил, глина, окислы железа и т. п.). Проницаемость пород призабойной зоны скважин улучшают путем искусственного увеличения числа и размеров дренажных каналов, увеличения трещиноватости пород, а также путем удаления парафина, смол и грязи, осевших на стенках поровых каналов.

Методы увеличения проницаемости пород призабойных зон скважин можно условно разделить на химические, механические, тепловые и физические. Часто для получения лучших результатов эти методы применяют в сочетании друг с другом или последовательно.

Выбор метода воздействия на призабойную зону скважин определяется пластовыми условиями. Химические методы воздействия дают хорошие результаты в слабопроницаемых карбонатных породах. Их успешно применяют также в сцементированных песчаниках, в состав которых входят карбонатные включения и карбонатные цементирующие вещества.

Механические методы обработки применяют обычно в пластах, сложенных плотными породами, с целью увеличения их трещиноватости.

Тепловые методы воздействия применяют для удаления со стенок поровых каналов парафина и смол, а также для интенсификации химических методов обработки призабойных зон.

Физические методы предназначены для удаления из призабойной зоны скважины остаточной воды и твердых мелкодисперсных частиц, что в конечном итоге увеличивает проницаемость пород для нефти.

Кислотные обработки скважин основаны на способности кислот растворять некоторые виды горных пород, что приводит к очистке и расширению их поровых каналов, увеличению проницаемости и, как следствие, — к повышению производительности скважин.

Для обработки скважин в большинстве случаев применяют соляную (НСl) и фтористоводородную (НF) кислоты.

При солянокислотной обработке кислота растворяет карбонатные породы — известняки, доломиты, доломитизированные известняки, слагающие продуктивные горизонты нефтяных и газовых месторождений.

Продукты реакции соляной кислоты с карбонатами, т. е. хлористый кальций (СаСl2) и хлористый магний (МgСl2), вследствие их высокой растворимости не выпадают в осадок из раствора прореагировавшей кислоты. После обработки они вместе с продукцией скважины извлекаются из скважины. Образующийся при реакции углекислый газ СО2 также легко удаляется на поверхность,

При обработке пласта соляной кислотой последняя реагирует с породой как на стенках скважины, так и в поровых каналах, причем диаметр скважины практически не увеличивается.

Больший эффект дает расширение поровых каналов и очистка их от илистых и карбонатных материалов, растворимых в кислоте.

Для обработки скважин применяют 8—20%-ный раствор соляной кислоты. Наиболее часто используют 12—15%-ный раствор НСL. На 1 м обрабатываемой мощности пласта берут от 0,4 до 1,5 м3 солянокислотного раствора.

Так как соляная кислота разъедает металл, для предохранения емкостей, насосов и трубопроводов к кислоте добавляют специальные вещества, называемые ингибиторами, которые уменьшают или сводят до минимума коррозийное воздействие кислоты на металл.

В качестве ингибиторов применяют различные вещества, в основном поверхностно-активные (ПАВ); уникол, катапин, формалин и др,

Дозировка ингибиторов составляет обычно 0,05—0,25% от объема раствора соляной кислоты и зависит от типа ингибитора. Так, коррозионное действие раствора 10%-ной соляной кислоты после добавки уникола снижается: при дозировке 0,05% —в 15 раз, при дозировке 0,5% —в 42 раза.

Соответственно при применении в качестве ингибитора катапина-А коррозионное действие солянокислотного раствора снижается: при дозировке 0,01%—в 19 раз, при дозировке 0,05% —в 48—59 раз.

Технология солянокислотных обработок скважин может изменяться в зависимости от физических свойств пласта, его мощности и прочих условий. В простейшем случае процесс обработки сводится к обычной закачке кислоты в пласт при помощи насоса или самотеком, Иногда перед закачкой кислоты в пласт для разрушения глинистой или цементной корки применяют кислотную ванну. При этом в скважину закачивают раствор 6—8-% ной кислоты с таким расчетом, чтобы он заполнил ствол в интервале его обработки.

63. Функции и требования к буровым промывочным жидкостям.

Как известно, углубление скважины осуществляется разрушением забоя долотом. При этом в скважине накапливается выбуренный шлам, который необходимо постоянно выносить с забоя для продолжения бурения. Удаление продуктов разрушения при бурении скважин может осуществляться несколькими способами, основными из которых являются следующие: гидравлический, пневматический, комбинированный (гидропневматический или пневмогидравлический).

При гидравлическом способе продукты разрушения удаляются с забоя и транспортируются на поверхность потоком жидкости, движущейся в скважине с определенной скоростью. Жидкость называется буровым промывочным раствором или просто буровым раствором (БР).

Буровой раствор закачивается буровым насосом в бурильные трубы, нагнетается к забою, омывает его и, подхватив частички выбуренной породы, по затрубному пространству выносит их на поверхность, где они осаждаются, главным образом, принудительно с помощью специальных очистных устройств.

Технология пневматического способа заключается в выносе продуктов разрушения из скважины потоком газа, чаще всего, сжатого воздуха. Кроме сжатого воздуха используют выхлопные газы двигателей внутреннего сгорания (ДВС), природный газ, азот. Всю их совокупность называют газообразными агентами.

Патент по использованию сжатого воздуха для удаления шлама из скважин принадлежит американцу П. Суини, который он получил в 1866 г.

Из газообразных агентов первым был испытан природный газ. Произошло это в сентябре 1932 г. при бурении нефтяной скважины глубиной 2680 м. в штате Техас США. В этом же штате в 1950 г. для удаления продуктов разрушения при бурении сейсмических скважин впервые начали использовать сжатый воздух.

При комбинированном способе продукты разрушения удаляются из скважины потоком газожидкостной смеси (ГЖС) при одновременной работе бурового насоса и компрессора.

Типы ГЖС:

а) аэрированные буровые растворы (впервые были использованы в мае 1953 г. в штате Юта США);

б) пены (впервые были применены в 1962 г. в штате Невада при бурении скважины диаметром 1630 мм на испытательном полигоне по атомной энергии США).

Понятие «буровой раствор» охватывает широкий круг жидких, суспензионных и аэрированных сред, имеющих различные составы и свойства, но не включает аэрозоли (бурение с продувкой воздухом или газом). Это, например, вода, заливаемая в ствол при бурении шнековым

буром; утяжеленный глинистый раствор, применяемый в разведочных скважинах, чтобы устранить возможность выброса при разбуривании пластов высокого давления; пена, используемая для выноса шлама из скважины, которую бурят на воду в ледниковых отложениях; бентонитовая суспензия, служащая для поддержания устойчивости стенок при проводке шурфа; сложная промывочная система, приготовляемая на основе нефти с добавкой эмульгаторов, стабилизирующих и структурообразующих реагентов, а также закупоривающего материала, для разбуривания пластов с температурами более 260 °С, содержащих коррозионно-агрессивные газы.

Термин «буровой раствор» стал применяться сравнительно недавно вместо менее точных его синонимов - «глинистый раствор», «промывочный раствор», «промывочная жидкость» и т.п.

бурении скважин

Основные функции:

• разрушение забоя скважины;

• удалять выбуренную породу (буровой шлам) с забоя скважины;

• транспортировать выбуренную породу (буровой шлам) на поверхность;

• охлаждать долото;

• передавать гидравлическую энергию забойному двигателю (при турбинном бурении и бурении с винтовым забойным двигателем).

Дополнительные функции:

• создание достаточного давления на вскрытые скважиной пласты, чтобы исключить газонефтеводопроявления;

• образование на стенках скважины тонкой, но прочной и малопроницаемой фильтрационную корки, предотвращающей проникновение ПЖ или ее фильтрата в породы;

• удержание во взвешенном состоянии твердой фазы при временном прекращении циркуляции;

• предотвращение возникновения осыпей и обвалов;

• обеспечение сохранения естественной проницаемости коллектора;

• снижение веса бурильной или обсадной колонны, находящихся в скважине за счет выталкивающей силы, уменьшая нагрузку, действующую на подъемный механизм буровой установки;

• предохранение бурового инструмента и оборудования от коррозии и абразивного износа;

• обеспечение проведения геофизических исследований;

• обеспечение сокращения затрат на крепление скважин.

Одной из важнейшей операций строительства скважин считают разрушение забоя скважины. Промывку нельзя считать второстепенной операцией при разрушении забоя, особенно при бурении рыхлых пород, когда их размыв на забое за счет гидромониторного эффекта высокоскоростной струей бурового раствора, вытекающего из насадок долота, вносит не меньший вклад в скорость проходки скважины, чем механическое разрушение забоя вращающимися режущими элементами долота. С целью интенсификации размыва забоя циркулирующим буровым раствором применяют составы высокоабразивных растворов (абразивно-струйное бурение).

Для максимального использования кинетической энергии вытекающей из насадок долота струи бурового раствора для разрушения забоя, увеличивают до предела гидравлическую мощность, срабатываемую на долоте, или силу гидравлического удара струи о забой. И в том, и в другом случаях пытаются реализовать необходимую подачу буровых насосов с одновременным доведением до верхнего предела давления нагнетания бурового раствора. В результате этого, одновременно с интенсификацией размыва забоя, часто отмечаются отрицательные явления: резкое увеличение энергетических затрат на циркуляцию, размыв ствола в неустойчивом разрезе потоком в кольцевом пространстве, ухудшение условий механического разрушения забоя долотом в результате повышения дифференциального давления, поглощение бурового раствора в связи с возрастанием гидродинамического давления на пласты и др. Поэтому очень важно в каждом конкретном случае установить оптимальное соотношение показателей процесса промывки, определяющих способность бурового раствора разрушать забой скважины.

Это одна из основных функций раствора, способствующая достижению максимальной скорости бурения за счет эффективной очистки забоя от выбуренной породы. Чем быстрее осколки породы удаляются потоком бурового раствора с забоя, тем эффективнее работает долото. Требование удалять шлам с забоя - обязательное, так как в противном случае невозможно обеспечить углубление ствола скважины.

Для избежания усталостного (повторного) режима разрушения забоя используются гидромониторные насадки на долоте. Наилучшие условия разрушения создаются при минимальной разнице гидростатического и порового давлений в разбуриваемых породах. Механическая скорость бурения повышается при обработке раствора реагентами, понижающими, поверхностное натяжение (Пав-ами). Существенное влияние оказывает величина мгновенной фильтрации раствора, чем она больше, тем выше механическая скорость.

Для улучшения очистки забоя на практике увеличивают вязкость бурового раствора или его подачу к забою через насадки долота. Наиболее предпочтителен второй метод, так как увеличение вязкости раствора сопровождается снижением скорости бурения и ростом энергетических затрат. Однако и второй метод в каждом конкретном случае требует технико-экономического обоснования, так как при повышении скорости циркуляции интенсифицируется размыв стенок ствола, в результате чего увеличивается количество шлама в буровом растворе, растет каверзность ствола. Эти отрицательные явления приводят к снижению эффективности работы оборудования для очистки буровых растворов, увеличение затрат на ремонт насосов и вертлюгов, перерасходу материалов на приготовление и обработку буровых растворов, излишним энергетическим затратам, ухудшению качества крепления скважин.

Величина подачи бурового раствора к забою скважины должна иметь технико-экономическое обоснование в соответствии с конкретными геолого-техническими условиями бурения и выбираться в оптимальных пределах.

Обязательное требование к процессу промывки скважин - выполнение функции транспортирования шлама на дневную поверхность. Качество очистки скважины от шлама (скорость и степень) зависит от скорости восходящего потока, которая определяется производительностью насосов. На эффективность выноса породы влияет удельный вес, вязкость и динамическое напряжение сдвига бурового раствора. Для удаления частиц породы необходимо, чтобы скорость восходящего потока была выше скорости их осаждения. Скорость осаждения частиц в неподвижном растворе зависит от их размеров и форм, разницы удельных весов раствора и частицы, вязкости раствора и особенно его тиксотропных свойств.

В тиксотропных растворах при прекращении циркуляции образуется достаточно прочная структура, которая препятствует осаждению частиц. Статическое напряжение сдвига буровых растворов меняется в широких пределах и, в большинстве систем растворов легко получить структуру такой величины, при которой любая частица нормального удельного веса остается во взвешенном состоянии.

Практические данные о скоростях и стоимости бурения скважин показывают, что существует некоторое оптимальное значение скорости циркуляции, при котором данный раствора в конкретных условиях удовлетворительно выносит шлам дневную поверхность и не наблюдается его накопления скважине до концентраций, затрудняющих процесс бурения. Для удовлетворительной очистки скважины от шлама должно быть выбрано оптимальное соотношение между подачей буровых насосов, плотностью и показателями реологических свойств раствора.

В процессе бурения между долотом и разрушаемой породой, а также между вращающимся бурильным инструментом и стенками скважины возникают значительные силы трения. Благодаря присутствию промывочной жидкости коэффициент трения значительно уменьшается, а теплота, образующаяся вследствие трения, рассеивается потоком жидкости. Кроме того, на стенках скважины образуется скользкая корка, которая уменьшает силы трения труб при вращении и спуско-подъемных операциях (СПО).

Существенно понижают коэффициент трения смазывающие добавки. Желательно увеличивать содержание смазочных добавок в буровом растворе. Однако при большом содержании этих добавок заметно снижается механическая скорость проходки, особенно при бурении долотами истирающего типа. Следовательно, содержание смазочных добавок в буровом растворе должно быть также оптимальным.

Охлаждение долота, бурильных труб, гидравлического оборудования способствует увеличению их долговечности и поэтому является также важной функцией промывочных жидкостей. Известно, что охлаждение омываемых деталей тем лучше, чем больше скорость циркуляции, ниже вязкость бурового раствора и выше его теплоемкость и теплопроводность. Однако регулирование этих показателей с целью улучшения условий охлаждения бурового инструмента и оборудования ограничено необходимостью выполнения предыдущих, иногда более важных, функций промывки скважины

Гидравлическим погружным двигателем называют машину, которая преобразует энергию потока жидкости в механическую энергию вращательного движения.

Рабочий элемент гидравлического забойного двигателя (турбобура) - турбина. Каждая ступень турбины состоит из статора и ротора. Промывочная жидкость, пройдя между лопатками статора, меняет свое первоначальное направление и разбивается на потоки, направленные под углом к оси машины. Затем жидкость поступает в ротор, с лопатками расположенными в обратном направлении. Жидкость взаимодействует с лопатками ротора и передает ему часть гидравлической энергии, которая вызывает появление на роторе крутящего момента.

Для работы Объемного гидравлического двигателя (винтовой забойный двигатель - ВЗД) также необходима промывочная жидкость. Статор и ротор ВЗД относительно друг друга расположены эксцентрично. За счет правильно подобранной киниматической пары происходит непрерывное касание зубьев статора по зубьям ротора по всей длине двигателя. При движении промывочной жидкости создаются области высокого и низкого давления и ротор начинает вращаться, а вал проворачивается.

Давление жидкости или газа, содержащихся в проницаемых пластах, зависит от глубины их залегания и ряда других факторов. Давление бывает нормальным для данной глубины, а может быть аномально высоким - значительно выше гидростатического или аномально низким, т.е. значительно ниже гидростатического. Поэтому в первом случае плотность бурового раствора должна быть такой, чтобы давление столба раствора было несколько выше пластового давления и препятствовало перетоку жидкости или газа из пласта в скважину как при бурении, так и во время СПО. Во втором случае плотность раствора должна быть такой, чтобы давление раствора было равно или несколько ниже (бурение на депрессии) для предотвращения поглощения раствора и гидроразрыва пласта. Требуемая величина плотности бурового раствора, в зависимости от пластового давления и глубины залегания пласта, четко регламентируется правилами безопасности нефтяной и газовой промышленности (ПБ) при бурении скважин на нефть и газ [1].

Максимально допустимая репрессия (с учетом гидродинамических потерь) должна исключать возможность гидроразрыва или поглощения бурового раствора на любой глубине интервала совместимых условий бурения.

В интервалах, сложенных глинами, аргиллитами, глинистыми сланцами, солями и другими породами, склонными к потере устойчивости и текучести, плотность, фильтрация, химсостав бурового раствора устанавливаются исходя из необходимости обеспечения устойчивости стенок ствола скважины. При этом репрессия не должна превышать пределов, установленных для всего интервала совместимых условий бурения. Допускается депрессия на стенки скважины в пределах 10-15% эффективных скелетных напряжений (разница между горным и поровым давлением пород).

При несбалансированном давлении на забое теоретически можно достичь более низкой плотности бурового раствора и бурить при управляемом выбросе пластового флюида на максимальных скоростях. Несмотря на необходимость существенного усложнения устьевого оборудования, взрывоопасность такого технологического процесса и трудность разделения газожидкостного потока в поверхностной циркуляционной системе, в Канаде и США значительный объем бурения осуществляется при несбалансированном давлении.

Буровой раствор должен образовывать на стенке скважины, сложенной проницаемыми горными породами, тонкую глинистую корку с низкой проницаемостью с целью укрепления стенок скважины и предупреждения поглощения бурового раствора.

Фильтрационная корка из твердой фазы раствора образуется на стенках скважины под влиянием разницы гидростатического давления столба раствора и пластового давления.

В верхней части разреза корка консолидирует несцементированные пески и обеспечивает их устойчивость. Одновременно, корка фактически разобщает скважину и проницаемые пласты. Однако при большой величине водоотдачи на стенке скважины образуется толстая фильтрационная корка, что отрицательно влияет на состояние скважины.

Во первых, велика вероятность дифференциального прихвата; во вторых, на толстую и рыхлую корку, как правило, прилипает шлам, происходит сужение ствола скважины с последующими осложнениями (затяжки, прихваты при подъеме). Одновременно, при большой величине водоотдачи в продуктивный пласт поступает большое количество фильтрата на большую глубину. Это приводит к существенному снижению проницаемости пласта при последующей эксплуатации скважины, поэтому величина водоотдачи, включая забойную, должна быть как можно меньше и, жесткое регламентирование этого показателя в программах и проектах вполне обосновано. Наиболее эффективными системами для предупреждения указанных осложнений являются полимерные растворы с низким содержанием твердой фазы, а так же создание условий формирования фильтрационной корки в поровом пространстве приствольной части проницаемого пласта - создание кольматационного экрана.

Важное технологическое качество бурового раствора - удержание находящихся в нем частиц во взвешенном состоянии, особенно при технологических остановках процесса.

При улучшении реологических характеристик бурового раствора его удерживающая способность повышается. Однако при этом возрастают энергетические затраты и затраты времени на циркуляцию, возникают значительные колебания давления в скважине при спускоподъемных операциях, что может стать причиной возникновения различных осложнений

Осыпи и обвалы неустойчивых глин являются основными видами осложнений, возникающих при бурении. Многие скважины не были добурены до проектных глубин из-за этих осложнений. Роль буровых растворов в этих условиях трудно переоценить, все зависит от состава и свойств бурового раствора. В настоящее время разработаны и успешно применяются несколько специальных систем буровых растворов, позволяющих частично или полностью предотвратить осыпи и обвалы

неустойчивых глин.

Одним из основных факторов, обеспечивающих устойчивость стенок скважины, является плотность. С ее увеличением интенсивность осыпей и обвалов ствола, как правило, уменьшается, однако при этом становится все более опасным другой вид осложнений - поглощения бурового раствора. Поэтому на практике для повышения устойчивости стенок скважины регулируют одновременно плотность, показатель фильтрации, соленость бурового раствора с целью уменьшения степени проникновения фильтрата бурового раствора в поры породы за счет фильтрации, осмоса и др.

Однако осыпи - такой вид осложнений, которые обычно развиваются медленно и не всегда (заметно) препятствуют процессу бурения. В связи с этим в некоторых случаях экономически целесообразно отказаться от сложных химических обработок и утяжеления бурового раствора в ущерб устойчивости ствола. При этом сохраняются высокие скорости проходки и не тратится много времени на вспомогательные работы.

Следовательно, для предупреждения осыпей и обвалов стенок скважины с учетом возможности возникновения других видов осложнений и обеспечения высоких скоростей проходки ствола необходимо комплексно подходить к выбору оптимальной величины плотности.

Основная задача при бурении скважин - минимизировать загрязнение призабойной зоны пласта.

Причины нарушения коллекторских свойств: физическое сужение размеров поровых каналов, закупорка порового пространства; физико-химические процессы, ведущие к снижению относительной проницаемости для пластового флюида.

Последствия нарушения коллекторских свойств: ошибочные или неполные данные о коллекторе; низкая производительность скважин и рентабельность бурения; высокие затраты на освоение и интенсификацию притока.

Снижение проницаемости пласта происходит вследствие: закупорки пор и поровых каналов, вторжения твердой фазы раствора, закупорки ПЗП фильтрационной коркой, миграции твердых частиц в коллекторе, набухания глинистых минералов в матрице породы, адсорбции полимеров, образования нерастворимых осадков, изменения смачиваемости породы, изменения водонасыщенности, возникновения эмульсий.

С увеличением глубины бурения возникает увеличение нагрузки на наземное буровое оборудование.

Ввиду того, что вес бурильной и обсадной колонны уменьшается на величину равную весу вытесненного бурового раствора, повышение плотности бурового раствора приводит к занчительному снижению общей нагрузки на наземное оборудование.

Установлено, что коррозия является главной причиной повреждения бурильных колонн. К сожалению, в отечественной практике при бурении практически не уделяется внимание коррозии. В мировой практике за коррозией бурильных труб следят при помощи стальных колец, установленных в специальных проточках в муфте бурильного замка. Через определенное время воздействия бурового раствора определяют снижение массы этих колец.

Часто выявление вида коррозионного воздействия оказывается более важным, чем контроль потери веса колец. Так, точечная коррозия не вызывает большой потери веса, но может стать причиной аварии. Причиной слома бурильных труб может служить водородное охрупчивание.

Вот почему при составлении программ по буровым растворам следует учитывать источники корродирующих веществ, их состав и обязательно включать в состав бурового раствора ингибиторы ожидаемых видов коррозии.

При хорошей организации аналитического контроля на скважине циркулирующий буровой раствор несет немаловажную информацию о геологическом разрезе скважины. Источниками информации являются выносимые раствором шлам, газ и флюиды (вода, нефть). Изучение шлама, изменившегося состава раствора (разгонка) и его фильтрата позволяет определить минералогическую природу разбуриваемых пород, тип и состав поступившей в раствор жидкости или газа.

Интерпретация текущей информации, полученной по результатам исследований бурового раствора позволяет принимать соответствующее решение, сократить объем и затраты времени на проведение дорогостоящих геофизических работ.

С применением качественного бурового раствора, заданного состава и свойств, производится одновременное, успешное вскрытие отложений, отличающихся по характеру возможных осложнений. Таковыми могут быть водо- и газопроявляющие горизонты и неустойчивые глины, надсолевые, солевые и подсолевые отложения. С применением соответствующего раствора нет необходимости спускать дополнительные промежуточные колонны с целью разобщения потенциально несовместимых горизонтов. Нередко в определенных геологических условиях за счет применения качественного раствора обходятся без промежуточных колонн, после кондуктора следующая колонна является эксплуатационной.

Рассмотренные выше основные и дополнительные функции буровых растворов позволили сформулировать требования к ним.

Основное требование к буровым промывочным жидкостям обозначено «Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности» (ПБ 08-624-03): «Тип и свойства бурового раствора в комплексе с технологическими мероприятиями и техническими средствами должны обеспечивать безаварийные условия бурения с высокими технико-экономическими показателями, а также качественное вскрытие продуктивных горизонтов».

Технологический процесс промывки скважин должен быть спроектирован и реализован так, чтобы достичь лучших технико-экономических показателей бурения. При этом главное внимание необходимо уделять выполнению основных технологических требований ограничений:

• облегчать разрушение породы долотом или, по крайней мере, не затруднять процесс разрушения и удаления обломков с поверхности забоя;

• не ухудшать естественные коллекторские свойства продуктивных пластов;

• не вызывать коррозию и износ бурильного инструмента и бурового оборудования;

• обеспечивать получение достоверной геолого-геофизической информации при бурении скважины;

• не растворять и не разупрочнять породы в стенках скважины, сохраняя ее номинальный диаметр;

• обладать устойчивостью к действию электролитов, температуры и давления;

• обладать низкими пожаровзрыво-опасностью и токсичностью, высокими гигиеническими свойствами;

• быть экономичной, обеспечивая низкую стоимость метра проходки.

64. Классификация буровых промывочных жидкостей.

Систематизировать и классифицировать промывочные жидкости можно по различным признакам: фазовому состоянию дисперсионной среды; природе дисперсионной среды; степени дисперсности; фазовому состоянию дисперсной фазы; методу получения дисперсной фазы; природе дисперсной фазы; по назначению по способу приготовления; устойчивости к воздействию температур и солевой агрессиии т.д.

В России первоначальная классификация буровых промывочных жидкостей основывалась на их назначении и использовалась при проведении геолого-разведочных работ. Они подразделялись на: БПЖ для нормальных геологических условий бурения (вода, некоторые водные растворы, нормальные глинистые растворы) и для осложненных геологических условий бурения.

Существует классификация по основному эффекту, достигнутому химической обработкой: солестойкие растворы; термостойкие растворы; термосолестойкие растворы; ингибирующие растворы.

Классификация БПЖ по способу приготовления подразделяет их на естественно-наработанные (самозамес) и искусственно-приготовленные.

К сожалению, в настоящее время нет единой общепризнанной и научно-обоснованной классификации. В отечественной практике заслуживает внимание классификация по Паусу, в основе которой лежат следующие факторы: состав разбуриваемых пород; проницаемость; наличие солей; температура забоя; устойчивость стенки скважин; пластовое давление. По этой классификации все БПЖ подразделяются на несколько классов в каждый из которых входят группы облегченных растворов плотностью до 1250 кг/м³; нормальных плотностью 1250-1450 кг/м³; утяжеленных более 1450 кг/м³ или группа растворов определяется видом ингибитора.

В целом в отечественной буровой практике БПЖ классифицируют по назначению и составу дисперсионной среды и дисперсной фазы на три большие группы: растворы на водной основе, растворы на нефтяной основе; газообразные растворы. Эти три группы в свою очередь подразделяются на подгруппы. Их классификация представлена на рисунках 5.1., 5.2

Буровые промывочные жидкости можно классифицировать и по числу фаз на два больших класса: гомогенные (однофазные) и гетерогенные (многофазные) и далее по природе (составу) системы в целом или её дисперсионной среды. Можно выделить подклассы водных (полярных), углеводородных (неполярных) и газообразных очистных агентов. Кроме того, гетерогенные системы могут быть разделены на группы по агрегатному состоянию дисперсной фазы, которая может быть твердой, жидкой, газообразной и комбинированной. Такая классификация представлена на рисунке 5.3.

Типы очистных агентов далее можно подразделять на различные виды в зависимости от степени и состава минерализации всей системы или её дисперсионной среды, количества дисперсной фазы, способа приготовления БР и т.д.

Так, водные (полярные) гомогенные и гетерогенные очистные агенты в зависимости от концентрации солей (в пересчете на NaCl) могут быть:

- пресными (до 1 %);

- слабоминерализованными (1 ¸ 3 %);

- среднеминерализованными (3 ¸ 20 %);

- высокоминерализованными (> 20 %).

 

Рисунок 5.1 – Классификация буровых промывочных жидкостей (водные растворы)

 

 

Рисунок 5.2 – Классификация буровых промывочных жидкостей (растворы на нефтяной основе и газообразные растворы)

 

Рисунок 5.3 – Классификация БПЖ по числу фаз и составу дисперсионной среды

Эти же очистные агенты по составу солей (по составу минерализации) могут быть: хлоркалиевыми; хлоркальциевыми; силикатными (малосиликатными); гипсовыми; известковыми; гипсоизвестковыми; алюминатными (алюмокалиевыми, алюмокальциевыми); гипсокалиевыми.

Растворы классифицируются так же и по количеству твердой фазы:

1) с малым содержанием твердой фазы 5-7%,

2) с нормальным содержанием твердой фазы до 15%,

3) с повышенным содержанием твердой фазы более15%.

В США в настоящее время действует классификация по АНИ (американский нефтяной институт), основанная на классификации Роджерса, она предусматривает выбор БПЖ по составу и свойствам:

1) Буровые агенты на газовой основе:

а) сухой воздух,

б) влажный воздух,

в) пена,

г) стойкая пена (отработанная).

2) Буровые растворы на водной основе.

а) пресная вода,

б) соленая вода (минерализованная),

в) растворы с низким содержанием твердой фазы,

г) растворы на соленой воде,

д) известковые растворы,

е) гипсовые растворы,

ж) хромлигниновые растворы,

з) хромлигносульфонатные растворы,

и) калиевые растворы.

3) Буровые растворы на углеводородной основе.

а) нефтяные растворы,

б) битумные растворы,

в) инвертные эмульсионные растворы.

Классификация буровых растворов не является строгой и всеобъемлющей. Названия некоторых систем буровых растворов довольно условны и используются по установившейся традиции или по номенклатуре фирм-разработчиков. Представленные выше классификации буровых промывочных жидкостей, показали, что трудно классифицировать систему которая имеет множество признаков, функций и разнообразна по составу.

Химическая обработка БПЖ имеет важнейшее значение в техноло-гии их приготовления и применения. От правильного выбора материа-лов и реагентов для приготовления бурового раствора в значительной степени зависит успех и качество строительства скважин.

Химические реагенты служат: для придания буровым растворам необходимых технологических свойств в процессе их приготовления, т.е. для получения буровых растворов, соответствующих геолого-техническим условиям бурения скважин; для защиты используемых буровых растворов от окружающих воздействий: шлама выбуренных пород, температур, давлений, агрессии пластовых флюидов и т.д.; для восстановления или поддержания в заданных пределах свойств буровых растворов в процессе бурения.

Первыми химическими реагентами, которые в мировой буровой практике начали применяться с 1929 года, были каустическая сода (едкий натр, гидроокись натрия) – NaOH и алюминат натрия (Na2Al2O3). Они предназначались для повышения вязкости и статического напряжения сдвига буровых растворов с целью предупреждения осаждения в них частиц утяжелителя.

В России химические реагенты начали использовать в бурении в сороковых годах. Первыми отечественными реагентами являются УЩР и ТЩР, предложенные В.С. Барановым и З.П. Букс в 1934 году (по другим источникам – в 1938 г.).

В 1994 году 98 фирм США выпускали материалы и химические реагенты для буровых растворов свыше 1900 наименований.

В настоящее время для обработки БПЖ применяют более 1000 хи-мических реагентов (характеристики некоторых из них представлены в разделе 7). Поэтому возникает необходимость в классификации химиче-ских реагентов. Их классифицируют по: составу, химической природе, назначению, солестойкости, термостойкости.

Характер действия реагента зависит от вида твердой фазы, от характера дисперсионной среды, от условий минерализации, температуры и давления. Наиболее целесообразно классифицировать реагенты по составу и назначению (по Ивачеву):

- неорганические (электролиты),

- органические (стабилизаторы и защитные коллоиды).

К.Ф. Паус классифицировал химические реагенты для БПЖ по хи-мическому составу и строению молекул, по термостойкости, солестойко-сти, и назначению следующим образом:

1) По химическому составу и строению молекул:

а) низкомолекулярные неорганические соединения:

-кальцинированная сода Na2CO3, каустическая сода NaOH, поваренная соль NaCl, жидкое стекло (силикаты калия или натрия) K2OSiO2, известь Ca(OH)2, цемент, углекислый барий BaCO3, фосфаты (соли фосфатов, кислоты).

б) высокомолекулярные органические соединения с глобулярной формой молекул: гуматные (УЩР, ТУЩР, ПУЩР), лигносульфонаты (ССБ, КССБ, окзил, ПФЛХ).

в) высокомолекулярные органические соединения с волокнистой или цепочкообразной структурой молекул: реагенты на основе КМЦ (CЭЦ, ОЭЦ, КМОЭЦ, SinFix), реагенты полиакрилаты (ПАА, МЕТАС, гипан, K-4, K-9), крахмальные реагенты (C6H10O5)n, биополимеры (XC, XCD, Kem-X, Kel-zan).

г) низкомолекулярные органические соединения с гидрофильной или органофильной частями (ОП-10, УФ7).

2) По солестойкости реагентов:

а) не солестойкие до 3% NaCl (фосфаты, гуматы, лигнины и т.д.),

б) ограниченно солестойкие 3 – 10 % NaCl,

в) солестойкие по NaCl более 10 % (лигносульфонаты, КМЦ, его производные, крахмал, полиакрилаты и т.д.),

г) не солестойкие к действию поливалентных катионов (некоторые лигносульфонаты, сульфатоэтилцеллюлоза, сульфированные полиакрилаты).

3) По термостойкости реагентов:

а) не термостойкие (фосфаты до 100 С, природные аминовые про-дукты до 120 С, крахмал, КМЦ-300 и менее),

б) ограниченно термостойкие (лигнин, ССБ, КМЦ-500, КМЦ-600, сунил и т.д. до 160 С),

в) термостойкие (гуматы, КССБ, КМЦ-600 и более до 130 С, некоторые полиакрилаты, ФХЛС, окзил до 200 С).

4) По назначению:

а) регулирующие ионный состав раствора и РН- среды,

б) реагенты бактерициды,

в) связывающие (удаляющие) ионы Ca2+ из б.р.,

г) ингибиторы глин и глинистых сланцев,

д) коагулянты (в том числе и избирательного действия),

е) понизители вязкости (разжижители),

ж) понизители водоотдачи и фильтрации,

з) пеногасители,

и) эмульгаторы,

й) предупреждающие кавернообразование,

к) сохраняющие проницаемость продуктивного горизонта,

л) понизители твердости горной породы,

м) улучшающие смазывающие и противоизносные свойства.

Большинство существующих классификаций регентов можно упростить: разбив их на 3 группы:

1) Реагенты структурообразователи (без существенного изменения плотности бурового раствора),

2) Реагенты - стабилизаторы направленного действия (изменяют требуемые технологические параметры или свойства без изменения дру-гих свойств),

3) Реагенты специального назначения.

Некоторые ученые объединяют все химические реагенты в восемь групп:

1. Полисахариды – естественные (природные) полимеры, имеющие общую химическую формулу – (C6H10O5)n. Важнейшими полисахарида-ми являются крахмал и целлюлоза. Сырьем для производства крахмала служат картофель, кукуруза, рис, пшеница, а целлюлозы (Ц) – древесина (40 - 55 % Ц) и волокна хлопковых семян (95 - 98 % Ц).

Основные реагенты этой группы: крахмал; модифицированный крахмал (МК); карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ - 500, 600, 700) и ее зарубежные аналоги FINOGELL, FIN-FIX и др.; КМЦ марки «Торос-2» - буровая.

2. Акриловые полимеры – синтетические полимеры, являющиеся продуктами нефтехимии.

Основные реагенты этой группы: гидролизованный полиакрилонитрил (гипан), а также его аналоги: отечественные (гивпан-Н, порошкообразный акриловый полимер – ПАП, полимер «Унифлок») и зарубежные (CYPAN); НР-5 (нитронный реагент); полиакриламид (ПАА) и его зарубежные аналоги: DK-DRIL, Cydril – 5110, 400, 5300; метас, метасол; сополимер М-14ВВ; лакрис 20.

3. Гуматные реагенты – натриевые или калиевые соли гуминовых кислот, получаемые экстракцией из бурого угля или торфа в при-сутствии щелочи (NaOH, KOH): углещелочной реагент (УЩР); торфощелочной реагент (ТЩР); гуматнокалиевый реагент (ГКР).

4. Лигносульфонаты (сырьем для их получения служат многотон-нажные отходы производства целлюлозы сульфитной варкой дре-весины): сульфитно-спиртовая барда (ССБ); конденсированная сульфитно-спиртовая барда (КССБ); феррохромлигносульфонат (ФХЛС); хромлигносульфонат (окзил).

5. Реагенты на основе гидролизного лигнина (сырьем для их получения служит гидролизный лигнин, который является отходом при производстве спирта из древесины, подсолнечной лузги, кукурузных кочерыжек, хлопковой шелухи и др.): нитролигнин (НЛГ); игетан.

6. Электролиты - кислоты, соли и основания (щелочи): NaOH – гидроокись натрия (едкий натр, каустическая сода); Na2CO3 – карбонат натрия (кальцинированная сода); КОН – гидроокись калия (едкий калий); Ca(OH)2 – гидроксид кальция (гашеная известь); CaCl2 – хлористый кальций; KCl – хлористый калий; жидкое стекло натриевое Na2O·nSiO2 и калиевое К2O·nSiO2; KАl(SO4)2 – алюмокалиевые квасцы; нитрилотриметилфосфоновая кислота (НТФ) и др.

7. Кремнийорганические жидкости – синтетические полимеры, со-держащие в макромолекуле атомы кремния и углерода: ГКЖ-10 (11); Петросил – 2М.

8. Поверхностно-активные вещества (ПАВ) - способны адсорбиро-ваться на поверхности раздела фаз (воздух – жидкость, жидкость – жид-кость, жидкость - твердое тело) и снижать вследствие этого межфазное поверхностное натяжение: сульфонат; сульфонол; азолят А; ДС-РАС; ОП-7, ОП-10; превоцел.

По назначению (действию на свойства буровых растворов) все хи-мические реагенты принято условно делить на следующие 11 групп: понизители фильтрации; понизители вязкости (разжижители); структурообразователи; регуляторы щелочности (рН); ингибиторы глинистых пород; регуляторы термостойкости (+ и -); пенообразователи; пеногасители; эмульгаторы (вещества, предохраняющие капельки дисперсной фазы эмульсий от коалесценции, т.е. слияния); смазочные добавки; понизители твердости горных пород.

Группа реагентов – понизителей фильтрации включает в себя полисахариды, акриловые полимеры, гуматные реагенты и лигно-сульфонаты (КССБ).

К реагентам понизителям вязкости относятся реагенты на основе гидролизного лигнина, модифицированные лигносульфонаты (ФХЛС, окзил) и НТФ.

Роль структурообразователей, регуляторов щелочности, ингиби-торов глинистых пород и регуляторов термостойкости в основном выполняют электролиты и кремнийорганические жидкости.

Функции пеногасителей, пенообразователей, эмульгаторов, смазочных добавок и понизителей твердости горных пород чаще всего выполняют ПАВ.

Кроме этого, в качестве смазочных добавок и пеногасителей используют и кремнийорганические жидкости.

В США компоненты для буровых растворов принять делить на 16 групп. Дополнительно к приведенным выше группам выделяют: утяжелители; закупоривающие материалы (наполнители); бактерициды (вещества, подавляющие микробиологическую деятельность, т.е. предупреждающие микробиологическую деструкцию химических реагентов и, в частности, полимеров); реагенты, связывающие ионы кальция; ингибиторы коррозии и нейтрализаторы; флокулянты; ПАВ (наряду с пенообразователями, пеногасителями, эмульгаторами); загустители (реагенты, повышающие вязкость).

65. Тампонажные цементы, виды, классификация.

Тампонажный цемент. Предназначен для цементирования газовых и нефтяных скважин с целью защиты их от воздействия грунтовых вод. Они подразделяются на цементы для «холодных» (до 40?С) и горячих» (свыше 40?С) скважин. Так, цемент для «холодных» скважин имеет повышенное количество С S и С А, а для «горячих» - С S и С АF. Начало схватывания тампонажных цементов для «холодных» скважин не реже чем через 2 ч, «горячих» - через 1 ч 45 мин. Они сохраняют высокую подвижность, обладают способностью затвердевать в условиях высоких температур и давления, развиваемых на большой глубине в скважинах.

Тампонажный цемент является одной из разновидностей портландцемента и предназначен для изоляции нефтяных и газовых скважин от действия грунтовых вод. В соответствии с ГОСТ 1581—42 тампонажный цемент выпускается двух видов:

а) для «холодных» скважин;

б) для «горячих» скважин.

Химико-минералогический состав. По химическому составу тампонажные цементы практически не отличаются от портландцемента, вследствие чего минералогический состав клинкера тампонажного цемента на разных заводах колеблется в довольно значительных пределах. Клинкеры тампонажного цемента для холодных скважин характеризуются:

а) повышенным содержанием трехкальциевого алюмината (до 12—13%) при содержании алита около 50%, что обеспечивает требуемую скорость схватывания и повышенную прочность цемента в ранние сроки твердения;

б) повышенным содержанием трехкальциевого силиката (57— 60%) при пониженном содержании СзА (4—7%). При таком клинкере, если он достаточно тонко измельчен, также обеспечивается тре­буемая скорость схватывания и высокая активность цемента в ранние сроки твердения. Для горячих скважин, чтобы замедлить сроки схватывания и сохранить требуемую текучесть цементного раствора, применяют цемент с низким содержанием СзА. При производстве клинкера там­понажного портландцемента применяют те же сырьевые компонен­ты, что и для обычного портландцемента.Процессы твердения и гидратации тампонажного цемента уско­ряются с повышением температуры в скважине. Одновременно прочность цемента повышается, а время начала схватывания сокра­щается.

Тампонажный цемент, затворенный 50% воды, способен давать подвижную массу (пульпу), которую можно накачивать в скважины насосами. Необходимо, чтобы затвердевший цементный камень из такой разбавленной пульпы обладал высокой начальной прочностью. Для регулирования сроков схватывания к цементу добавляют гипс, оптимальную дозировку которого на заводах подбирают в зависимости от минералогического состава клинкера и тонкости помола цемента. Добавка гипса в расчете на S03 не должна быть более 3,5%.

Сроки схватывания цементного шлама с 50% воды должны быть следующими:

для холодных скважин — начало схватывания не ранее 3 я и не позднее 7 ч 30 мин после затворения, а конец — не позднее 3 ч после начала схватывания;

для горячих скважин — начало схватывания не ранее 1 ч 45 мин и не позднее 2 ч 45 мин после затворения, а конец — не позднее 1 ч 30 мин после начала схватывания. Предел прочности при изгибе образцов в возрасте двух суток должен составлять:

для холодных скважин при температуре затвердевания 22± ±2° С—не менее 27 кГ/см2;

для горячих скважин при температуре затвердевания 75± ±3° С — не менее 62 кГ/смг.

Тонкость помола цемента должна быть такой, чтобы при просеивании через сито № 008 проходило не менее 25% от веса пробы. Степень тонкости помола устанавливают на заводах в зависимости от получаемых показателей растекаемости пульпы, сроков схватывания и прочности на изгиб в двухсуточном возрасте (что определяется по ГОСТ 1581—42). Растекаемость цементного раствора с 50% воды должна быть не менее 16 см по стандартному конусу АзНИИ.

Цемент должен обнаруживать равномерность изменения объема при испытаниях по методике, установленной для портландцемента. Тампонажный цемент можно применять и как обычный порт­ландцемент для общестроительных работ, за исключением гидро­технических сооружений, после определения его марки по TOGT

РАЗНОВИДНОСТИ ТАМПОНАЖНЫХ ЦЕМЕНТОВ

В зависимости от глубины скважин меняются температурные условия, при которых ведется тампонирование. В неглубоких, так называемых холодных скважинах температура не превышает 40° С. В глубоких (до 2500 м), или горячих, скважинах тампонировать приходится при более высокой температуре— до 90° С, а в сверхглубоких (до 4000 м и более) —при температуре 100° С и выше. Столь различные условия тампонирования обусловливают необходимость применения различных цементов.

66. Буровые, промывочные жидкости на нефтяной основе, краткая характеристика.

Обычно нефть и нефтепродукты определенного состава используются в качестве: дисперсионной среды растворов на углеводородной основе (РУО) и гидрофобных эмульсий; дисперсной фазы гидрофильных эмульсий (в качестве противоприхватной добавки наряду с неполярными жидкостями растительного и животного происхождения); самостоятельных очистных агентов.

В качестве самостоятельных очистных агентов нефть и дизтопливо используются крайне редко.

Из нефтепродуктов наиболее широко используется дизельное топливо (чаще чем сырая нефть) марок ДЛ