Утяжелители

кафедры бурения скважин П.С. Чубик
Очевидно, что чем ниже

качество глинопорошка, т.е. чем ниже выход глинистого раствора, тем выше его плотность при одной и той же эффективной вязкости.
Так, для получения 1 м3 глинистого раствора с эффективной вязкостью равной 20 мПа·с потребуется 50 кг глинопорошка ПБМА (выход глинистого раствора 20 м3/т) и 500 кг глинопорошка ПКГН (выход глинистого раствора 2 м3/т).
При плотности глины равной 2600 кг/м3 плотность раствора из глинопорошка ПБМА (без учета его влажности) составит 1030 кг/м3, а из глинопорошка ПКГН – 1300 кг/м3.

Лекция № 6

3.2. Утяжелители

кафедры бурения скважин П.С. Чубик
Используя соответствующую химическую обработку

(CaCl2, Ca(OH)2, CaSО4·2H2O), направленную на повышение глиноемкости, плотность бурового раствора из низкокачественных глин при сохранении его реологических свойств в рабочих пределах можно довести до 1400…1450 кг/м3.

Когда же необходим буровой раствор с большей плотностью (предупреждение газоводонефтепроявлений в зонах АВПД) используют добавки тонко размолотых порошков инертных тяжелых минералов – утяжелителей.

Впервые в качестве утяжелителя американец Страуд в 1921 г. предложил использовать окислы железа, а в 1922 г. – барит, который был испытан в 1923 г. при бурении скважины на нефть ударно-канатным способом в штате Калифорния.

Лекция № 6

кафедры бурения скважин П.С. Чубик
В зависимости от основы

минерала природные утяжелители делятся на 4 вида (расположены в порядке роста утяжеляющей способности):

карбонатные: известняк (CaCO3, ρ = 2600…2800 кг/м3), доломит (CaCO3·MgCO3, ρ = 2800…2900 кг/м3);

баритовые : сульфат бария или барит (BaSO4, ρ = 4200…4500 кг/м3);

железистые: гематит (Fe2O3, ρ = 4900…5300 кг/м3); магнетит (Fe3O4, ρ = 5000…5200 кг/м3);

свинцовые: галенит (PbS, максимально достижимая плотность бурового раствора равна 3840 кг/м3).

Лекция № 6

кафедры бурения скважин П.С. Чубик
Кроме плотности, другими важнейшими

характеристиками утяжелителя являются:

инертность (минимальное изменение всех других свойств бурового раствора, кроме плотности);

абразивность;

степень дисперсности (тонкость помола).

Все эти характеристики взаимосвязаны. Так, чем выше степень дисперсности утяжелителя, тем он менее инертен и абразивен. При низкой степени дисперсности - выше абразивность и инертность утяжелителя, но ниже седиментационная устойчивость утяжеленного раствора.

Лекция № 6

кафедры бурения скважин П.С. Чубик
Степень дисперсности утяжелителя устанавливают

ситовым анализом (по остатку на сите с определенным размером ячеек).

Абразивность, как правило, определяют по потере массы стандартной лопасти мешалки, перемешивающей буровой раствор, содержащий исследуемый утяжелитель.

По методике API об инертности утяжелителя судят по значению характеристического индекса (ХИ)

ХИ = η + τ0 + 3·(СНС10 с + СНС10 мин). (6.1)

Исследуемый утяжелитель считается инертным, если ХИ равен или меньше стандартного (эталонного) значения, установленного API.

Лекция № 6

кафедры бурения скважин П.С. Чубик
Бурение в сложных геолого-технических

условиях нередко сопровождается поглощением бурового раствора, т. е. его уходом из ствола скважины в околоствольное пространство.
Обязательными условиями возникновения поглощений бурового раствора являются наличие перепада давления в системе «ствол скважины - пласт» и наличие в вскрываемых пластах каналов, по которым буровой раствор может уходить из ствола скважины вглубь этих пластов.
Исходя из названных условий возникновения поглощений все мероприятия по их предупреждению и ликвидации сводятся к снижению перепада давления или репрессии на поглощающие пласты и, что более радикально, к изоляции каналов поглощения.

Лекция № 6

3.3. Закупоривающие материалы (наполнители)

кафедры бурения скважин П.С. Чубик
Среди многочисленных способов изоляции

каналов поглощения наиболее простым, доступным, дешевым, весьма оперативным и достаточно высокоэффективным является их закупоривание вводимыми в буровой раствор наполнителями.
Накопленный зарубежными специалистами опыт показывает, что суммарное массовое содержание наполнителей в буровом растворе, вполне достаточное для ликвидации поглощений различной интенсивности, включая полное, и не вызывающее каких-либо нарушений процесса роторного бурения, составляет до 5…7 %.
При этом наилучшие результаты достигаются при использовании смесей (композиций) наполнителей различного вида (волокнистые, зернистые, чешуйчато-пластинчатые и др.) и преимущественно в разрезах, представленных крепкими породами.

Лекция № 6

кафедры бурения скважин П.С. Чубик
Волокнистые наполнители:
древесные опилки;

измельченная кора деревьев;
кордное волокно;
техническая кошма;
кожа-«горох»;
хромовая стружка;
улюк волокнистый (недоразвитые семена хлопчатника);
асбест;
торф;
свиная щетина;
куриные перья и др.

Лекция № 6

кафедры бурения скважин П.С. Чубик
Зернистые наполнители:
скорлупа ореховая

(фундук);
мелкая резиновая крошка (дробленная резина);
полиэтиленовая крошка;
щебень;
гравий;
песок;
пемза;
шлак;
туф;
диатомит;
трепел;
опоки;
керамзит;
измельченные панцири раков и др.

Лекция № 6

кафедры бурения скважин П.С. Чубик
Чешуйчато-пластинчатые наполнители:
слюда-чешуйка;
целлофановая

стружка;
бумажная стружка;
подсолнечная лузга;
рыбья чешуя;
сломель-М и др.

Лекция № 6

кафедры бурения скважин П.С. Чубик
Лекция № 6
Приборы для

оценки закупоривающей способности наполнителей (ПОЗС) конструкции ТПУ

кафедры бурения скважин П.С. Чубик
Объемная концентрация твердой фазы

и степень ее дисперсности оказывают на механическую скорость бурения не менее значимое влияние, чем дифференциальное давление.
Это влияние обусловлено образованием на забое фильтрационной корки, проницаемость которой по мере роста объемной концентрации и степени дисперсности твердой фазы снижается, что препятствует выравниванию давлений в скважине и в порах горных пород (трещине отрыва) и затрудняет тем самым удаление выбуренных частиц с забоя скважины.

Лекция № 6

3.4. Показатели оценки качества материалов
3.4.1. Определение объемной концентрации в буровом растворе твердой фазы и частиц коллоидных размеров

кафедры бурения скважин П.С. Чубик
Лекция № 6
Концентрацию в

буровом растворе твердой фазы определяют с помощью установки ТФН-1.
Установка TФH-1 состоит из следующих основных узлов: нагревательного устройства, конденсатора, испарителя и измерительного цилиндра.

кафедры бурения скважин П.С. Чубик
Концентрацию в буровом растворе

частиц коллоидных размеров определяют путем титрования его метиленовой синью (МС). Объем МС (V), израсходованный на титрование 2 см3 исследуемого бурового раствора, сравнивают с эталонным значением, за которое принят объем МС равный 59 см3, в среднем адсорбируемый 1 г частиц бентонита размером менее 2 мкм.
Объемную концентрацию в буровом растворе частиц коллоидных размеров (Ск, %) находят по следующей формуле

Ск ≈ 0,33 V, (6.2)
где V - объем МС, израсходованной на титрование 2 см3 исследуемой глинистой суспензии, см3.

Лекция № 6

кафедры бурения скважин П.С. Чубик
Твердые примеси. К загрязняющим

буровой раствор твердым примесям относят все содержащиеся в нем грубодисперсные частицы, независимо от их происхождения.
Присутствие в буровом растворе этих частиц, условно называемых «песком», существенно снижает ресурс работы гидравлических частей буровых насосов, вертлюга, гидравлических забойных двигателей, бурильных труб и их соединений.
По этой причине концентрация «песка» в буровом растворе не должна превышать 2 - 3 %.

Лекция № 6

3.4.2. Определение концентрации загрязняющих буровой раствор примесей

кафедры бурения скважин П.С. Чубик
Лекция № 6
Для измерения

концентрации «песка» используется металлический отстойник ОМ - 2.
Концентрация песка (Сп, %) - это объем осадка, который образуется при отстаивании в течение 1 мин разбавленного водой бурового раствора, отнесенный к объему исходного бурового раствора.

кафедры бурения скважин П.С. Чубик
Газообразные примеси. Буровой раствор

может загрязняться газом при разбуривании газосодержащих пластов, в результате негерметичности всасывающей и нагнетательной линий буровых насосов, а также обработки бурового раствора реагентами, вызывающими его вспенивание.

Насыщение бурового раствора газом (аэрация) приводит к снижению его плотности и повышению вязкости со всеми вытекающими в связи с этим возможными осложнениями, в частности, флюидопроявлениями и нарушениями устойчивости стенок скважин.
Кроме этого, с увеличением концентрации газа в буровом растворе ухудшается и работа буровых насосов.

Лекция № 6

кафедры бурения скважин П.С. Чубик
Лекция № 6
Концентрацию газа

(С0, %) в буровом растворе определяют с помощью прибора ПГР-1.

кафедры бурения скважин П.С. Чубик
Химические реагенты служат:
для

придания буровым растворам необходимых свойств в процессе их приготовления, т.е. для получения буровых растворов с показателями свойств, соответствующими геолого-техническим условиям бурения скважин;
для защиты используемых буровых растворов от возмущающих воздействий (шлама выбуренных пород, низких и высоких температур, электролитной агрессии), которую, как правило, производят в процессе приготовления раствора;
для регенерации (восстановления или поддержания в заданных пределах) свойств буровых растворов в процессе бурения.

Лекция № 6

3.5. Химические реагенты

кафедры бурения скважин П.С. Чубик
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 нашей стране химические реагенты начали использовать в бурении в 40-х 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.

Лекция № 6

кафедры бурения скважин П.С. Чубик
Большинство реагентов, применяющихся в

бурении, сложны по своему химическому составу или представляют собой смеси веществ различного химического строения, однако все их можно объединить в восемь групп:
1. Полисахариды – естественные (природные) полимеры, имеющие общую химическую формулу – (C6H10O5)n. Важнейшими полисахаридами 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.

Лекция № 6

кафедры бурения скважин П.С. Чубик
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.

Лекция № 6

кафедры бурения скважин П.С. Чубик
3. Гуматные реагенты –

натриевые или калиевые соли гуминовых кислот, получаемые экстракцией из бурого угля или торфа в присутствии щелочи (NaOH, KOH):
углещелочной реагент (УЩР) = бурый уголь + NaOH;
торфощелочной реагент (ТЩР) = торф + NaOH (КОН);
гуматнокалиевый реагент (ГКР) = бурый уголь + KOH.

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

Лекция № 6

кафедры бурения скважин П.С. Чубик
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.

Лекция № 6

кафедры бурения скважин П.С. Чубик
7. Кремнийорганические жидкости –

синтетические полимеры, содержащие в макромолекуле атомы кремния и углерода:
ГКЖ-10 (11);
Петросил – 2М.

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

Лекция № 6

кафедры бурения скважин П.С. Чубик
По назначению (действию на

свойства буровых растворов)
все химические 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.

Лекция № 6

кафедры бурения скважин П.С. Чубик
Группа реагентов – понизителей

фильтрации включает в себя полисахариды, акриловые полимеры, гуматные реагенты и лигносульфонаты (КССБ).
К реагентам понизителям вязкости относятся реагенты на основе гидролизного лигнина, модифицированные лигносульфонаты (ФХЛС, окзил) и НТФ.
Роль структурообразователей, регуляторов щелочности, ингибиторов 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.

Лекция № 6

кафедры бурения скважин П.С. Чубик
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).

Лекция № 6