Таблица 1.

Буровые растворы

Ни один из известных буровых растворов не отличается универсальностью, т.е. не может успешно выполнять все перечисленные функции одновременно, поэтому применяются различные растворы, отличающиеся составом, свойствами и областью применения. Существует множество различных классификаций буровых растворов, каждая из которых имеет свои преимущества и недостатки. То же самое можно сказать и о названиях растворов, которые многие авторы определяют по типу вводимого полимера или понизителя вязкости, например, полимерглинистый, лигносульфонатный и т.д., что совершенно не оправдано, так как они входят в состав большинства растворов на водной основе. Поэтому целесообразно название раствора определять по его наиболее характерному признаку, отражающему наличие специальных добавок, позволяющих успешно бурить в осложненных условиях. Автором в конце 1970-х годов разработана простая классификация, которая понятна даже малоопытным специалистам, несвязанным с буровыми растворами, и которая показана в табл.1.

Как видно из приведенной классификации, в первом классе буровых растворов общего назначения сгруппированы растворы, оказывающие примерно одинаковое влияние на механическую скорость бурения и проходку на долото, второй класс представлен, в основном, глинистыми растворами ингибированного типа и т.д. Ниже кратко описаны условия эксплуатации, состав, наиболее оптимальная область применения и методы регулирования параметров буровых растворов.

1.2 Параметры растворов

При использовании буровых растворов часто наблюдается рост вязкости и предельного статического напряжения сдвига (ПСНС), в основном, из-за наличия высокого содержания глинистой фазы, электролитов и повышенной температуры, а также дополнительной пептизации глинистых частиц химическим путем, механического диспергирования и образования осадка при связывании ненужных катионов. За рубежом выпускаются понизители вязкости на основе акриловых полимеров с низкой молекулярной массой, устойчивых к температуре до 150°С, причем их расход в 40 раз меньше лигносульфатных разжижителей. Краткая информация о понизителях вязкости изложена ниже.

Лигносульфонат технический или сульфит-спиртовая барда (ССБ) впервые предложен в 1937 г. (Россия) и является многотонажным отходом целлюлозно-бумажной промышленности, представляющим собой кальциевые, натриевые и аммонийные соли лигносульфоновых кислот. Так как ССБ имеет кислую реакцию, то она может использоваться как регулятор щелочности, а также для предотвращения солевой и температурной флокуляции бентонита. Еще важным назначением ССБ является ее использование для залавки скважин во время капитального ремонта вместо пластовой воды, что позволяет сохранить проницаемость пласта и его нефтеотдачу.

Феррохромлигносульфонат (ФХЛС) получают путем обработки ССБ сернокислым железом и бихроматом натрия; впервые применен в 1955 г. (США). ФХЛС представляет собой порошок коричнево-зеленого цвета, хорошо растворяющийся в воде и предназначен для снижения вязкости и частично фильтрации пресных и среднеминерализованных растворов. ФХЛС затормаживает процесс гидратации глинистых пород, и увеличивает их период набухания, вспенивает буровой раствор при добавке 1% и более. Но главным достоинством ФХЛС является его способность снижать вязкость гипсовых растворов. Ни один из существующих понизителей вязкости не обладает этим свойством.

Декстрин является отходом производства крахмала и представляет собой светло-коричневый порошок, хорошо растворимый в воде. Реагент применяется для снижения вязкости и частично фильтрации пресных и минерализованных буровых растворов при добавке порошкообразного 2%, а в виде водно-щелочного раствора 10: 2, 3-8%.

3. Регуляторы щелочности.

Каустическая сода (гидроксид натрия - NaOH) представляет собой бесцветную, непрозрачную кристаллическую массу плотностью 2.13 г/см", рН = 16.5, хорошо растворяющуюся в воде, особенно при повышенной температуре, с большим выделением тепла, а также в виде раствора 43-47% -ной концентрации по ТУ 2132-185-00203312-99. На воздухе NaOH поглощает влагу и углекислый газ, превращаясь в кальцинированную соду, при этом на поверхности щелочи образуется корка. NaOH применяется с 1929 г. (США) во всех буровых растворах на водной основе, для приготовления химреагентов УЩР, крахмального клейстера, нитролигнина, акрилатов, ССБ и др., а также для снижения растворимости извести в известковых растворах, противодействия коррозии и нейтрализации H₂S. Небольшая добавка щелочи (до 0.2% на сух.) вызывает временное диспергирование глинистых частиц, увеличение электрокинетического потенциала и незначительно влияет на вязкость бурового раствора.

Гидроксид калия (КОН) представляет собой белые чешуйки или гранулы с плотностью 2.04 г/см, рН = 16.8 в соответствии с ТУ 6-18-50-86. Применяется для повышения рН и частичного носителя иона К⁺ в калиевых буровых растворах, приготовления химреагентов и жидкости затворения при цементировании ММП

Для повышения рН применяются также кальцинированная сода, фосфаты (в пресных растворах); известь; бура при температуре 120°С и более; жидкое стекло; органические соединения, например, амины, которые при взаимодействии с поливалентными металлами образуют нерастворимые в воде, но химически активные мыла; оксид магния (MgO) в безглинистых растворах и др.

4. Ингибиторы термоокислительной деструкции.

Термостойким считается буровой раствор, в котором сохраняется полученная ранее менее 10 см³/30 мин. Фильтрация, при его циркуляции в скважине в течение не менее 4-5 суток. Однако при повышенных и высоких температурах, особенно при наличии минерализации, происходит коагуляция и глобулизация глинистых частиц со снижением их гидрофильности, термоокислительная деструкция реагентов, снижение вязкости фильтрата и его высвобождение, что приводит к быстрой порче всех параметров бурового раствора. Для предупреждения этих явлений используются различные способы и в первую очередь применение ингибиторов термоокислительной деструкции.

Хроматы и бихроматы натрия и калия являются натриевыми или калиевыми солями хромовой и бихромовой кислоты и представляют собой порошок желтого (хроматы) и оранжевого (бихроматы) цвета, хорошо растворимые в воде. Они предназначены для повышения стабилизирующей способности защитных реагентов, снижения _РН и вязкости буровых растворов и частичного предотвращения глобулизации глинистых частиц при повышенных температурах. Сами по себе хроматы (бихроматы) не улучшают свойства буровых растворов, поэтому обязательными условиями применения хроматов являются наличие в растворе температуры более 70 С и органических химреагентов - восстановителей, которые взаимодействуя с хроматами, способствуют интенсификации процессов обмена и замещения.

5. Реагенты, связывающие ионы кальция и магния.

Карбонат натрия, кальцинированная сода Na₂C0₃ представляет собой белый мелкокристаллический порошок с р = 2.533 г/см³, рН = 11.2 и применяется, в основном, для удаления агрессивных ионов кальция и магния, попадающих в раствор с пластовыми водами, гипсом, ангидритом и цементом, а также для повышения рН пресных буровых растворов, приготовления некоторых химреагентов, буровых растворов из глин кальциевого типа (пептизатор), увеличения выхода раствора (меняется обменный комплекс) и снижения жесткости воды.

6. Пеногасители.

Основными причинами вспенивания буровых растворов являются:

поступление газа в раствор при разбуривании газовых и газо-водонефтяных горизонтов, а также вследствие снижения гидростатического давления на пласт, эффекта поршневания и диффузии;

физико-химическое взаимодействие буровых растворов с различными солями, содержащимися в частицах выбуренных пород или пластовых водах, а также при их обработке пенообразуюшими реагентами, снижающими поверхностное натяжение воды; следует учесть, что ценообразование получается только от свободного (избыпыточного) реагента-пенообразователя, не адсорбированного глинистой (твердой) фазой, причем более интенсивное в минерализованных растворах;

введение порошкообразных материалов;

негерметичность отдельных элементов обвязки насосов;

гидродинамическое несовершенство циркуляционных систем, под которым понимается наличие различных механических возбудителей и турбулизация раствора.

Т-80 (флотореагент "Оксаль") является отходом производства синтетического каучука и состоит, в основном, из диоксановых спиртов и их производных. Т-80 применяется в качестве пеногасителя, структуро-образователя минерализованных буровых растворов и частичной нейтрализации сероводорода.

Альфонол-79 (П-79) представляет собой смесь синтетических высших жирных спиртов, в состав которой входят спирты е длиной углеродной цепи 7-9 атомов. Применяется в качестве пеногасителя пресных и высокоминерализованных буровых растворов при температуре до 90°С и добавке 0.5-1.0% в виде 2% -ного раствора в дизельном топливе, что в пересчете на сухое вещество в 10 раз меньше расхода сивушного масла. Выпускается в виде жидкости с р = 0.83 г/см³ с температурой замерзания - 5°С.

Стеарат алюминия представляет собой смесь синтетических высших жирных спиртов и применяется в качестве пеногасителя пресных и высокоминерализованных растворов при добавке 0.5% в виде 10% -ного раствора в дизельном топливе. Выпускается в виде твердого вещества нефтехимическими предприятиями г. Дзержинска, Нижегородской обл. и г. Салават, Башкортостан

7. Смазочные добавки.

Смазочные добавки предназначены для уменьшения крутящего момента колонны бурильных труб, увеличению стойкости трущихся металлических пар и предотвращению прихватов. Влияние этих добавок на повышение стойкости опор долота заключается в гидрофобизации трущихся поверхностей и ингибировании коррозионных процессов с образованием на поверхности трения смазочных пленок, способствующих устранению микрошероховатостей и снижению удельных нагрузок.

Нефть представляет собой маслянистую жидкость от черного до светло-коричневого цвета со специфическим запахом, которая содержит 83-87% углерода. В качестве смазывающей добавки лучше использовать нефти (впервые применена в 1937 г, США) с нормальной плотностью, малым газовым фактором, малопарафинистую, малосернистую и смолистую. Нефть совместима со всеми буровыми растворами, причем, чем выше его плотность, тем больше потребность в нефти. К недостаткам нефти относятся: высокая температура замерзания (от - 10 до +5°С в зависимости от содержания парафина), низкие противоизносные свойства, недопустимый расход стратегического сырья, высокая пожароопасность.

Графит - кристаллический порошок серебристого цвета, гидрофобен, не растворим в воде. Смазывающий эффект на 50% меньше, чем нефти, а противоизносные свойства также невелики. Однако при комбинации 1% графита и 10% нефти эффект значительно усиливается, чем каждой добавки в отдельности.

8. Эмульгаторы.

Основными эмульгаторами являются мыла жирных, нафтеновых и сульфонафтеновых кислот, анионоактивные и неионогенные ПАВ, смазочные добавки (сульфонол, аловое масло, эмультал, полиэтиленимин и др.). Краткая информация об эмульгаторов изложена ниже.

Сульфонол НП-1 - представляет собой синтетическое ПАВ, ани-оноактивного типа в виде порошка, хорошо растворим в воде с образованием обильной пены и в нефти, а в растворе NaCl с концентрацией больше 12% и в пластовой воде выпадает в осадок.

Полиэтиленэмин (ПЭЙ), представляет собой светло-коричневый порошок кальций-магниевых мыл смеси предельных, непредельных углеводородов и смоляных кислот, включающий свободные оксиды кальция и магния. Изготовляется на основе таллового пека (отход целлюлозно-бумажной промышленности) путем его обработки 50% -пой водной суспензией оксидов кальция и магния. Применяется в качестве эмульгатора буровых растворов (взамен эмультала), а также эффективного флокулянта твердой фазы. ПЭИ выпускает ОАО "Братский ЛПК", г. Братск., Иркутская обл.

9. Деэмульгаторы.

Деэмульгаторы предназначены для разрушения водонефтяных эмульсий и выделения воды из нефти, при этом снижаются вязкость и гидравлические потери. Все деэмульгаторы представляют собой смесь блоксополимеров оксида этилена и пропилена различной молекулярной массы и различного соотношения оксидов в блоке, растворенные в органическом растворителе. Оксифос Б, Б-1, Б-1М представляет собой вязкую непрозрачную жидкость от бесцветного до коричневого цвета с р= 1.065 г/см³, хорошо растворяющуюся в воде, имеет рН 6-8, расход 50-300 г/т. Выпускается ОАО "Химпром", г. Новочебок-сарск, Чувашская республика и ОАО "Нефтемаслозавод", г. Оренбург.

Диссолван представляет собой светлую, прозрачную жидкость с р=0.95 г/см с массовой долей активного вещества 65 %, растворим в воде. В товарном виде легко смешивается с нефтью при его расходе 30-200 г/т. Водные растворы 0.5-3% -ной концентрации не реагируют с солями, слабыми щелочами и кислотами. Расход диссолвана как эмульгатора в растворах на водной основе составляет 0.1-0.5 %. Реагент относится к неионогенным ПАВ, пожароопасен, выпускается в Германии.

10. Поверхностно-активные вещества.

По названию веществ можно сразу определить место, где они себя проявляют - на поверхности фаз. ПАВ называются вещества, способные снижать поверхностное натяжение на границе жидкой пли твердой поверхности раздела фаз, вследствие их положительной адсорбции, а также капиллярного давления в порах пласта.

По содержанию гидрофильных групп и химическим свойствам ПАВ подразделяется на 2 класса: ионогенные и неионогенные.

Неионогенные в свою очередь делятся на анионоактивные, ка-тионоактивные и катионо-анионные (амфотерные). Большинство анионоактивных ПАВ растворимы в пресной воде и не растворимы в нефти и нефтепродуктах, в пластовой воде образуют хлопьевидные осадки и сильно адсорбируются бентонитом. Катионоактивные ПАВ диспергируют в водном растворе на крупные углеводородные катионы и простые неорганические анионы. Неионогенные ПАВ растворимы в пресной и пластовой воде, в нефти и нефтепродуктах нерастворимы, при повышенной температуре (до 100°С) растворимость снижается с понижением активности некоторых ПАВ на 50%, а при охлаждении восстанавливается. Эта группа ПАВ в водных растворах не диссоциирует. К ним относятся в основном полиэтиленгликолевые эфиры ал кил фенолов под названием ОП, оксиэтилированные фенолы (УФЭ₈ и др.), оксиэтилированные спирты и амиды.

Неионогенные ПАВ применяются для сохранения проницаемости при вскрытии продуктивных пластов, в качестве гидрофобизаторов глинистых пород и гид-рофилизаторов кварца, эмульгаторов нефти, и деэмульгаторов воды, повышения термостойкости химреагентов и буровых растворов, понизителя твердости горных пород при промывке водой и карбонатно-глинистыми растворами.

буровой раствор бурение реагент

Заключение