Глинистый раствор для бурения

Промывочная жидкость. Глинистый раствор. — Добыча нефти и газа

Ствол скважин, особенно осложненных, длительное время находится в необсаженном состоянии при значительном всестороннем давлении, что является причиной обвалов и осыпей, вызывающих посадки, затяжки, прихваты бурильного инструмента, недоходы обсадных колонн до проектных глубин. Проходка ствола скважин II неустойчивых породах также осложняет процесс бурения, так как такие породы способствуют обвалам и вследствие этого прихватам бурильного инструмента. Кроме этого, в некоторых районах, подверженных карстообразованию, ствол скважины иногда попадает II огромные каверны.

Для устранения осложнений скважину бурят с применением высококачественной промывочной жидкости. Непрерывная циркуляция промывочной жидкости в стволе скважины обеспечивает не только очистку забоя от выбуренной породы, но и охлаждение и смазку долота. Глинистый раствор имеет большое значение при возникновении различного рода осложнений, так как благодаря давлению жидкости на стенки скважины они удерживаются от обрушения.

В качестве промывочной жидкости в устойчивых породах вместо глинистого раствора применяется вода. Промывка скважины должна обеспечить:

1) полную очистку забоя скважины от выбуренной породы, вынос ее на дневную поверхность;

2) глинизацию стенок пройденного интервала, что укрепляет неустойчивый ствол скважины вследствие гидростатического давления столба жидкости на стенки скважины.

В связи с этим глинистый раствор для выполнения указанных функций должен обладать достаточным удельным весом, облегчать разрушение твердых пород, не должен растворять или вызывать разбухание породы;

3) при остановках или прекращении работы буровых насосов находящаяся в глинистом растворе разбуренная порода не должна оседать на забой;

4) глинистый раствор не должен содержать более 4% песка;

5) промывочный раствор должен быть таким, чтобы обеспечить возможность проведения электрометрических работ в скважине;

6) компоненты, необходимые при приготовлении глинистого раствора, должны быть дешевы.

Примеси песка и других крупных инертных частиц снижают качество глинистого раствора, так как они уменьшают потенциальную способность глинистого раствора к выносу выбуренной породы, стабильность раствора и усиливают износ деталей насоса, вертлюга и шланга.

Для определения процентного содержания песка в глинистых растворах применяется отстойник Лысенко.

Чистая вода, применяемая в качестве промывочной жидкости при бурении в устойчивых породах, имеет преимущества, основными из которых являются: уменьшение износа долот, бурильных труб, буровых насосов и пр.; эффективное и быстрое освоение водоносных горизонтов; повышение скорости бурения.

Вода может применяться при бурении глииистых отложений, образуя в них естественные глинистые растворы. В некоторых случаях циркулирующий водяной раcвор при прекращении циркуляции не может удержать взвешенном состоянии частицы выбуренной породы; кроме -того, разрушает недостаточно устойчивые породы, вызывая при этом обвалы ствола скважины.

Промывка скважины водой при бурении водяных скважин возможна лишь тогда, когда работают буровые насосы с производительностью 10—16 л/сек, т. е. насосы типа 9Гр, обеспечивающие достаточные скорости восходящего потока и подъем шлама с забоя скважины на поверхность. Если воду применяют при проходке трещиноватых отложений, когда жидкость поглощается в кавернах или трещинах, то основным условием должно быть достаточное количество воды, обеспечивающее охлаждение долота.

При бурении скважины с промывкой чистой водой буровая бригада должна тщательно следить за работой инструмента. Нельзя бурить скважину с промывкой водой в неустойчивом, склонном к обвалу интервале. Перед наращиванием инструмента или подъемом бурильных труб ствол скважины должен быть полностью очищен от шлама, для этого скважину промывают с вращением инструмента, не углубляя ее.

Можно углублять скважину, если имеется уверенность в том, что вместе с водой в трещины или каверны уходит шлам; при этом следует периодически прекращать проходку, приподнимать бурильный инструмент, убеждаясь в чистоте забоя. Бурение в породах с небольшой трещиноватостью (особенно в известковых породах) с промывкой водой может привести к закупорке трещин разбуренной породой — в этом случае лучше применять глинистый раствор повышенной вязкости.

При прохождении пород, содержащих растворимые в воде соли, в качестве промывочной жидкости применяют насыщенные солевые растворы; они применяются также при бурении в условиях вечной мерзлоты, так как температура замерзания таких растворов ниже нуля.

Для регулирования параметров глинистого раствора в зависимости от проходимых пород его обрабатывают специальными химическими реагентами.

rengm.ru

Сваи под защитой глинистого раствора

Способ бурения скважин под глинистым раствором впервые был применен в начале 1930-х годов при проходке вертикальных шахт.

В строительстве способ бурения скважин для набивных свай под защитой глинистого раствора был разработан в СССР по предложению С. А. Галустова в НИИ оснований и подземных сооружений (1953 г.). Этот метод теоретически обоснован в работах Н. М. Герсеванова.

В неустойчивых и водонасыщенных грунтах для удержания стенок от обрушения в скважинах создают внутреннее давление, превышающее наружное. Для этого в скважину постоянно доливают воду, чтобы ее уровень был на несколько метров выше уровня подземных вод, или заполняют скважины глинистым раствором.

Раствор обычно готовят из специальных тонкодисперсных бентонитовых глин, могут применяться и местные глины. Плотность раствора должна быть от 1,05 до 1,25 г/см³.

Глинистый раствор, имея объемный вес, больший, чем у воды, на любой глубине создает избыточное давление и тем самым удерживает частицы грунта на поверхности стенок скважины. Кроме того, частицы раствора закрепляют стенки, образуя небольшую, но устойчивую корку. При циркуляции раствора из скважины на поверхность выносится разрыхленная порода.

Бетонирование свай ведется методом вертикально перемещающейся трубы (ВПТ). По мере заполнения скважины раствор вытесняется.

В технологический процесс бурения скважин для свай под глинистым раствором входят следующие операции:

1. Установка бурового кондуктора (рис. 1, а).

2. Установка обсадного патрубка (рис. 1, б).

3. Посадка обсадного патрубка в скважину (рис. 1, в).

4. Начало бурения скважины в пределах устойчивых грунтов
(рис. 1.2, г).

5. Заполнение скважины глинистым раствором (рис. 1, д).

6. Бурение под защитой глинистого раствора (рис. 1, е).

7. Доливка в скважину глинистого раствора (рис. 1, ж).

8. Снятие кондуктора и обсадного патрубка (рис. 1, з).

Рис. 1. Бурение скважин в неустойчивых грунтах под защитой глинистого раствора

Для выполнения буровых работ на площадке должны быть емкость для глинистого раствора и отстойники для отработанной пульпы.

Разбуренная порода удаляется глинистым раствором с помощью грязевых насосов. Раствор выносит разбуренную породу и одновременно охлаждает буровой инструмент. По окончании бурения глинистый раствор оставляют в скважине во избежание обрушения и оползания стенок. Глубину скважины контролируют при помощи специального лота с грузом весом 2...3 кг, кроме того, контролируются диаметр скважины и наличие в ее устье обсадного патрубка. По результатам освидетельствования дается разрешение на установку армокаркаса.

Технология бетонирования свай под глинистым раствором включает следующие операции:

1. Установку обсадного патрубка (рис. 2, а).

2. Установку арматурного каркаса (рис. 2, б).

3. Установку стакана для бункера (рис. 2, в).

4. Опускание бетонолитной трубы (рис. 2, г).

5. Закрепление бункера на трубе (рис. 2, д).

6. Первый этап бетонирования скважины (рис. 2, е).

7. Продолжение бетонирования, когда нижние звенья бетонолитной трубы удалены (рис. 2, ж).

8. Заполнение бетоном скважины при подъеме бункера с бетонолитной трубой (рис. 2, з).

9. Удаление стакана (рис. 2, и).

10. Удаление обсадного патрубка (рис. 2, к).

11. Установку инвентарной опалубки оголовка (рис. 2, л).

12. Бетонирование оголовка сваи (рис. 2, м).

13. Снятие опалубки с оголовка (рис. 2, н).

Рис. 2. Технологическая схема бетонирования скважины под глинистым раствором

Установленный в скважину каркас удерживают на обсадном патрубке в подвешенном состоянии при помощи металлических стержней.

Внутрь скважины на всю ее глубину устанавливают трубу для подачи бетонной смеси. При бетонировании скважин под глинистым раствором нельзя применять телескопические бетонолитные трубы, используемые для сухих скважин. Секционные трубы должны иметь герметичные стыки.

На бетонолитной трубе закрепляют бункер, емкость которого должна быть не меньше объема бетонолитной трубы. По мере заполнения скважины бетоном трубу перемещают краном вверх обеспечивая непрерывность процесса бетонирования. Уровень бетона в трубе во всех случаях должен быть выше уровня глинистого раствора в скважине, трубу заглубляют в бетон не меньше чем на 1 м.

В процессе бетонирования глинистый раствор вытесняется бетонной смесью по затрубному пространству к устью скважины, откуда отводится по лоткам в отстойник для очистки и повторного использования. При насыщении раствора цементом его сливают в отвал. При скорости восходящего потока глинистого раствора 0,6...0,7 м/с разбуренный грунт выносится на поверхность.

Бетонирование методом ВПТ ведут до выхода бетонной смеси на поверхность и затем удаляют загрязненный слой смеси. После удаления обсадного патрубка устанавливают опалубку и бетонируют оголовок сваи.

При выполнении работ недопустимы перерывы в бетонировании на срок, превышающий время начала схватывания бетона, возобновлении работ без надлежащей подготовки поверхности затвердевшего бетона и удаления загустевшего глинистого раствора.

Перерывы на срок, меньший периода начала схватывания бетона без выемки трубы, не препятствуют продолжению работ, но перед последующим бетонированием скважины необходимо обеспечить циркуляцию глинистого раствора, например, прямой промывкой через трубу, опущенную до забоя.

Циркуляция необходима для взвешивания глинистых частиц, выпадающих в осадок на дно, уменьшающих вертикальные и горизонтальные размеры уширения и создающих нежелательную прослойку между подошвой уширения сваи и материковым грунтом, на который она должна быть посажена.

Для облегчения бетонирования скважин их бурение следует вести с промывкой более легким и менее вязким раствором, который допустим для данных грунтов, а в отдельных случаях - водой.

old.bkdelta.by

Выбор раствора для разбуривания глинистых пород - Бурение и Нефть

The choice of solution for drilling-off in clay rocks

V. KOSHELEV, doctor of technical Sciences., senior researcher, member of the scientific Council «Baulux» LLC, M. GVOZD, Deputy Director General, B. RASTEGAEV, candidate of technical Sciences, senior researcher, Deputy head of technology Department for drilling fluids, A. ULSHIN, head of technology Department for drilling fluids, T. FATKULLIN, General director, «NPO BentoTechnologies» LLC

Рассмотрены геохимические и физико-химические аспекты обеспечения устойчивости глинистых отложений (особенно в сильно искривленных скважинах). Представлены сравнительные материалы исследований ингибированных буровых растворов, предложены количественные характеристики их ингибирующей способности.

The geochemical and physico-chemical aspects of sustainability clay deposits (especially in highly deviated wells) are considered. Comparative studies of inhibited drilling fluids proposed quantitative characteristics of their inhibitory capacity.

Проблема устойчивости глинистых отложений была и остается сегодня одной из актуальных. Более того, существенный рост объемов бурения пологих и горизонтальных скважин обозначил более жесткие требования к технологии их бурения. За последние 20 лет исследователями предложены различные критерии [1, 2, 3], учитывающие особенности напряженного состояния горных пород, в том числе боковой распор и минимальные горизонтальные напряжения.
Кроме физико-механических глинистые породы отличаются разнообразием минералогического состава, связности, минерализации поровой воды; их свойства изменяются в зависимости от глубины залегания, условий формирования и пр.
Глины склонны к поверхностной гидратации и набуханию, диспергированию в растворах на водной основе, осмотическому увлажнению и осушению, значительному снижению прочности при увлажнении, подверженности к эрозионному воздействию потока раствора.
Установлено [4], что между объемной плотностью, влажностью, емкостью обменного комплекса глин и минерализацией поровой воды существуют определенные связи, которые достаточно точно описываются математическими моделями (рис.1).
1. Влажность (равная коэффициенту пористости):
W= (1-0, 3704ρ)*100, %.
Доля свободной воды W_акт=nW,
n = - 0,5ρ² + 1,45ρ - 0,2
для ρ≤ 2,2 г/см³,
n1= - 1, 76 ρ² + 6, 73 ρ - 5, 71
для ρ>2, 2 г/см³.
2. Минерализация (г/л):
а) для континентальных отложений
С_n=181 ехр [ -11,7 (1-0,3704)];
б) для лагунных
С_п=148 ехр [ -5,40 (1-0,3704)];
в) для морских
С_п=176,6 ехр [ -4,47 (1-0,3704)].

На основании обобщения этих исследований все глинистые породы можно разбить на пять классов, каждый из которых характеризуется определенным набором физико-химических и физико-механических свойств [5], определяющих и требования к буровым растворам.
Каждой глинистой породе определенной плотности соответствует точка на кривой уплотнения. Кривая уплотнения, характеризующая изменение плотности глинистой породы от нагрузки при ее формировании в условиях свободного отжатия воды, называется кривой нормального уплотнения, а порода – нормально уплотненной (рис. 2).

Принимая во внимание критерий разуплотнения, были рассчитаны изменения степени разуплотнения по глубине залегания для глинистых пород, плотностью от 1,70 до 2,50 г/см³, т.е. для всех пяти классов пород, выделенных нами. Ограничение интервала рассматриваемых глубин основано на практическом «потолке» бурения основного количества глубоких эксплуатационных и разведочных скважин

Если же формирование глинистой породы проходило в условиях затрудненного отжатия воды или полной изоляции, возрастающая нагрузка от веса вышележащих пород передается на поровую воду. В таких условиях образуется зона аномально высокого порового давления, а порода определяется как недоуплотненная.
За критерий величины разуплотнения принимают отношение фактической объемной плотности глины на данной глубине (а следовательно, и при определенной нагрузке) к плотности глинистой породы, нормально уплотненной при такой же нагрузке (глубине):
D = ρ_d / ρ_н, (1)
где d – критерий разуплотненности глинистой породы;
ρ_d – фактическая объемная плотность глинистой породы на данной глубине, г/см³;
ρ_н – объемная плотность нормально уплотненной глины для данной глубины залегания, г/см³.
Градации значения критерия, каждой из которых соответствует свой градиент порового давления, приведены в табл. 1 и на рис. 3.
Принимая во внимание критерий разуплотнения, были рассчитаны изменения степени разуплотнения по глубине залегания для глинистых пород плотностью от 1,70 до 2,50 г/см³, т.е. для всех пяти классов пород, выделенных нами. Ограничение интервала рассматриваемых глубин основано на практическом «потолке» бурения основного количества глубоких эксплуатационных и разведочных скважин.
Определено, что сопротивление сдвигу у глинистых пород есть функция их плотности. При неконсолидированном состоянии породы оно выражается формулой:
τn=tg ϕ (σn - σн) + С, (2)
где ϕ – расчетный угол трения, равный углу наклона прямой в координатах от σ к оси абсцисс;
σn – нормальное давление, МПа;
σн – избыточное поровое давление, МПа;
С – расчетное сцепление.
В зависимости от глубины погружения породы определенной плотности будет изменяться и сопротивление сдвигу. Чем больше порода разуплотнена, т.е. больше σн и d, тем меньше τ_n.
Регулировать величину сопротивления сдвига можно двумя путями: увеличивая противодавление в стволе скважины или уменьшая σн за счет снижения влажности породы в зоне действия сдвиговых напряжений. Глубина зоны разрушения, как правило, не превосходит диаметра скважины [6], т.е.:
Х=1,7 Rскв. ∼ 2 Rскв. (3)

Растворы с поливалентными ингибиторами менее чувствительны к содержанию коллоидной глинистой фазы, что особенно характерно для растворов известковых. Соответственно, технология приготовления и регулирования таких систем проще, чем хлоркалиевых, потребные расходы реагентов – стабилизаторов меньше. Эти растворы так же незаменимы при проводке скважин в «кальциевых» разрезах, т.е. разрезах, в которых глинистые породы перемежаются с карбонатными.

Соответственно, чем больше радиус скважины, тем больше устойчивость. Таким образом, изменяя влажность глинистой породы в зоне разрушения, можно снижать негативные последствия вскрытия зоны аномально высокого порового давления. Такое утверждение справедливо только для пород, имеющих небольшой градиент порового давления. Процессы перераспределения давления, а следовательно, изменения влажности в глинистой породе идут с незначительной скоростью, порядка 1⋅10-9 см/сек, поэтому ликвидировать снижение сопротивлению сдвига только за счет осушения зоны разрушения невозможно. За счет осмотической силы раствора или предотвращения увлажнения можно лишь уменьшить величину необходимого противодавления на породу, особенно в тех случаях, когда величина сцепления в породе мала.
Наиболее сложным представляется выбор оптимальной технологии проводки пологих (горизонтальных) скважин в зонах аномально высокого пластового давления (АВПД) как природных, так и техногенных. Когда ствол становится наклонным, различие между основными напряжениями, действующими перпендикулярно поперечному сечению, увеличивается, т.е. возрастает напряжение сжатия вокруг ствола скважины.

Ликвидировать снижение сопротивлению сдвига только за счет осушения зоны разрушения невозможно. За счет осмотической силы раствора или предотвращения увлажнения можно лишь уменьшить величину необходимого противодавления на породу, особенно в тех случаях, когда величина сцепления в породе мала.

Определение геомеханических характеристик пластов выполняется в предположении, что массив пород можно считать упруго-пластичной сплошной средой. Упругие динамические характеристики основных слагающих пород (модуль Юнга, коэффициент Пуассона, модуль сдвига) определяются с использованием связи этих характеристик (для идеальной упругой сплошной среды) со скоростью распространения упругих продольных и поперечных волн. Горизонтальное минимальное напряжение является наиболее важным параметром, контролирующим состояние горных пород, а также развитие трещины, например, при ГРП. Напряжение контролирует ориентацию трещины по азимуту, вертикальный рост, давление в оборудовании при закачке, ширину и геометрию трещины.
Так, И.В. Доровских и А.А. Подъячев [7] для расчета минимальных горизонтальных напряжений, определяющих, в конечном итоге, устойчивость стенок скважины, предлагают использовать физико-математические модели Ривлина и Эриксена, а критерии устойчивости, – Друккера-Прагера и Мора-Кулона. Однако для корректных геомеханических расчетов потребен существенный информационный массив данных, например, характеристики давлений и векторы трещин при ГРП, профилеметрия, данные электронного микросканирования стенок методом MPAL на соседних скважинах. Для достоверности прогнозов важны исследования кернов из массивов неустойчивых глин (для определения их физико-механических свойств). Набор этих методов ГИС сегодня весьма эксклюзивен и, соответственно, дорог, что не позволяет на стадии проектирования запрограммировать, как минимум, требуемые плотности бурового раствора.
Соответственно, компенсация возникающих на стенке скважины напряжений одно из обязательных условий ее (стенки) устойчивости. Не менее важным условием является ингибирование бурового раствора, которое позволяет стабилизировать приствольную зону, замедлив увлажнение глин и ослабление связей по плоскостям напластования слоистых образований, сократив область пластической деформации и сохранив область упругих деформаций (релаксации напряжений) в нетронутом массиве.

Компенсация возникающих на стенке скважины напряжений одно из обязательных условий ее (стенки) устойчивости. Не менее важным условием является ингибирование бурового раствора, которое позволяет стабилизировать приствольную зону, замедлив увлажнение глин и ослабление связей по плоскостям напластования слоистых образований, сократив область пластической деформации и сохранив область упругих деформаций (релаксации напряжений) в нетронутом массиве.

Оценкой ингибирующей способности буровых растворов занимались многие отечественные и зарубежные исследователи. Все известные методы, как правило, основываются на измерении их физико-химического взаимодействия с различными глинистыми породами или искусственно приготовленными образцами. Один из вариантов градации ингибированных растворов показан в табл. 2 [8].
Ниже приведены результаты определения ингибирующей способности по показателю увлажняющей способности (П0) различных добавок, определенные для наглядности на стандартизованных глинистой дисперсии (5% бентонита марки ПБМБ, стабилизированной 0,5% ПАЦ-НВ) и биополимерном растворе (0,3% Vis-XM стабилизированного 1,0% ПАЦ-H).
При исследовании влияния добавок на ингибирующие свойства дисперсии параллельно определялись реологические и фильтрационные параметры бурового раствора, удельное электрическое сопротивление. При этом показатель рН стандартного раствора поддерживался (по возможности) в пределе 8,0 добавками NaOH, либо КОН. Результаты исследования сгруппированы в табл. 3 и на рис.4 – 6.
Наиболее сильной ингибирующей способностью обладают хлориды К+, Na+, Mg++, формиат калия и диаммонийфосфат.

burneft.ru

Новые ингибиторы для бурения неустойчивых глинистых отложений и при проходке глинистых разрезов

Практика бурения скважин на нефть и газ убедительно показала, что методом диспергирования твердой фазы (глинистой или карбонатной) трудно получить суспензии частиц малых размеров с высокой поверхностной активностью и стабильностью. Более перспективным является метод ингибирования с применением ингибиторов. На модельном буровом растворе установлено влияние различных ингибирующих сред на реологические параметры. Экспериментально подтверждено, что оценка ингибирования по комплексу параметров, дает четкое представление о качестве продукции. Разработанные ингибиторы «Полигма» характеризуются положительным откликом ингибирования всех вышеперечисленных параметров, что определяет их как универсальные продукты — новые ингибиторы и регуляторы буровых технологических жидкостей при проходке глинистых разрезов.

Целью экспериментальных исследований являлось разработка универсальной рецептуры ингибиторов гидратации глин при минимальном воздействии на устойчивость стенок скважин и реологические параметры бурового раствора.

Существует ряд методов оценки ингибирования гидратации глинистых сланцев: по коэффициентам набухания, скорости увлажнения и разжижающей способности реагента. Широкое распространение получил метод К. Ф. Жигача и др. [1], оценивающий коэффициент набухания Кнаб. Практика показала, что большинство сред, вызывающих процесс ингибирования набухания приводит к диспергированию глинистых образцов, что оказывает негативное воздействие на качество промывочной жидкости. Методику оценки ингибирующей способности бурового раствора, где в качестве критерия выбрана начальная скорость увлажнения образцов глин приведена в работе [2]. Это является модельной интерпретацией разрушения стенок скважин. В дальнейшем определялась влажность образцов и потери в массе, в расчете на сухую глину. Снижение доли кернового материала, переходящего в раствор, свидетельствует об уменьшении диспергирующей способности исследуемого ингибирующего агента. Способность глин к набуханию может привести к различным осложнениям процесса бурения, к ухудшению качества вскрытия продуктивных пластов. Причем опасность этих и других отрицательных явлений возрастает с увеличением концентрации глинистых частиц в растворе, кроме того введение самого ингибирующего агента оказывает существенное влияние на тиксотропную структуру бурового раствора. Поэтому автором рассмотрено изменение реологических параметров модельных буровых растворов при увеличении концентрации глины при заданном содержании (1 %) различных ингибирующих композиций. Состав ингибитора «Полигма» подбиралась эмпирически в три этапа. Первый этап включал изучение ингибирующей способности параметров набухания, увлажнения и потери в массе глинистых образцов при механической нагрузке различных реагентов, применяемых на практике при бурения скважин. Были исследованы следующие реагенты: нитрилотриэтилфосфоновая кислота (НТФ), триполифосфат натрия (ТПФН), формиат натрия, борная кислота, жидкое стекло (ЖС), лигносульфоиат (ЛСФ), конденсированная сульфид-спиртовая барда (КССБ), глицерин, триэтаноламин (ТЭМ), реагент — Оксаль Т-92, УЩР, БРЭГ-2. Также ряд эфиров этиленгликолей: моно-, ди-, триэтиленгликоль (МЭГ, ДЭГ и ТЭГ соответственно), полиэтиленгликолей — пылеподавители калийных солей (ППД различных марок). Результаты экспериментов представлены в таблице 1.

На основе полученных параметрах ингибирования того или иного параметра методом проб и ошибок разрабатывались рецептура «Полигма» различной модификации.

Эмпирические образцы сравнивалась и известными марками ингибиторов глинистых сланцев: «Биосол», «ГКЖ-11Н», «АМСР-3», «Акрилат», «БСР», «Неонол АФ 9–12», «Лапрол 5003». Результаты экспериментов представлены в таблице 2.

Таблица 1

Влияние различных сред на ингибирование параметров набухания, увлажнения ипотерь массы глинистого образца при механической нагрузке (ПБ)

ИНГИБИТОР	Кнаб,% 6cуток	Jнаб, %	W,% через 2 ч.	J_W_,_%	Потери массы,%, через 2 ч. механической нагрузки	Jпотери массы,%
Контроль: водопровод: дистиллят=1:1	2,25	0,00	31,13	0,00	0,92	0,0
0,15 % Нитрилотриметилфосфо-новая кислота (НТФ)	2,09	7,11	30,06	3,43	3,06	-231
0,15 % Триполифосфат (ТПФ)	2,17	3,56	29,11	6,48	6,69	-624
1 % Формиат натрия	1,78	20,44	Диспергирование глинистого образца (разрушение столбика)
1 % Хлорид натрия	1,64	27,1	Диспергирование глинистого образца (разрушение столбика)
1 % Борная кислота (БК)	2,18	3,11	29,73	4,17	-1,16	225
1 % Жидкое стекло (ЖС) ⁷.	2,28	-1,3	33,68	-8,20	15,8	-1610
1 % УЩР (БРЭГ-2)	2,40	-6,7	33,5	-7,61	-1,55	268
1 % БСР	2,35	-4,4	31,6	-2,1	-1,03	212
1 % «Полисил»	2,16	4,00	29,44	5,43	-0,23	125
0,2 % Лигносульфонат (ЛСФ)	2,02	10,22	30,65	1,54	-0,16	118
0,2 % (КССБ)	-	-	31,39	-0,85	0,12	87
1 % Глицерин	2,12	5,76	31,99	-2,77	-1,00	208
1 % Триэтаноламин (ТЭА)	2,3	-2,2	32,66	-4,91	0,51	44,5
1 % Пылеподавитель калийных солей (ППД технический)	2,62	-16,44	35,04	12,58	2,89	-2
1 % ППД чистый	2,27	-0,89	29,69	4,62	-0,63	168
1 % (ППД технический +1,5 ТЭА)	2,2	2,2	30,05	3,47	-1,31	242
1 % Моноэтиленгликоль (МЭГ)	-	-	29,86	4,06	1,86	-101
1 % Диэтиленгликоль (ДЭГ)	-	-	29,37	5,65	1,4	-51,65
1 % Триэтиленгликоль (ТЭГ)	-	-	30,91	0,71	1,21	-30,5

Таблица 2

Влияние некоторых ингибиторов на параметры набухания, увлажнения идиспергирования, глинистых образцов при механической нагрузке (Навбахорский бентонит ПБ)

ИНГИБИТОР	Jнаб,% 6 суток	Jнаб, %	W,% через 2 часа	J_W_{потерь,}%	Потери,% через 2 часа	Jпотери массы,%
Контроль	2,25	0,00	31,13	0,00	0,92	0,0
1 % ГКЖ-11Н	2,73	-21,33	41,96	34,79	9,29	-1200
1 % АМСР-3	2,61	-16	34,4	-10,51	4,71	-410
1 % Т-92 ОКСАЛЬ	-	-	' 30,69	0,01	-0,17	124,6
1 %«Лапрол» 5003 2Б	2,3	-2,2	31,2	-0,23	0,81	12,3
1 % «Неонол»	1,81	19,56	31,15	-0,08	1,2	-30
1 % «Акрил»	2,27	-0,89	29,48	4,8	3,59	-253
1 % «Биосол»	1,95	13,3	28,91	7,12	1,5	-43
1 % 0,75 % р-ра «Биосол»	1,98	12,00	28,65	7,96	3,13	-239
1 % «Полигма» 1	1,83	18,67	30,56	1,83	-0,07	107
1 % «Полигма» 2	1,85	18,0	30,15	3,14	-0,88	195
1,5 % «Полигма» 2	2,22	1,33	29,60	4,90	0,37	60
1 % «Полигма» 3	1,97	12,44	29,61	4,87	-1,39	250
1 % «Полигма» 3	2,19	2,67	29,56	5,02	0,2	72
1 % «Полигма» М	2,03	9,78	28,8	7,48	0,16	82,4

Также были изучены, влияния содержания ингибиторов на реологические параметры малоглинистого бурового раствора 6 % ПБМ «Келес» с последующим постепенным погружением раствора бентонитовым порошком ПБ «Навбахор», по 2 % и 12 %, что позволило оценить эффективность ингибиторов в стабилизации реологических параметров. Результаты отражены на таблицах 1,2 и рисунке 1.

«Биосол» как и «Неонол» является лидером в ингибировании гидратации, но увеличивают потери массы глинистых столбиков при увеличении его концентрации в среде, разрушение керна снижается. «Биосол», как правило, приводит к ингибированию процессов на двух типах глин, но увеличивает потери, тем самым, влияет на устойчивость стенок скважины. Введение данного компонента в буровой раствор повышает его реологические параметры.

Идентичными ингибирующими свойствами обладает «Неонол» АФ 9–12, увеличение его активной концентрации, продуктивно снижает потери, при постоянном ингибировании гидратации (таблица 3). Кремнийорганические ингибиторы: ГКЖ-11Н и АМСР-3 вообще не проявляют ингибирующую способность по всем показателям, удовлетворительные результаты проявляются при концентрации более 3 %. Основным недостатком их является критическое увеличение условной вязкости и СНС и ДНС. «Акрилат», по результатам экспериментов, как и БСР, резко снижает реологические параметры бурового раствора, но повышает потери, и дает более высокий коэффициент набухания.

Рис. 1. Влияние ингибирующих добавок на фильтрационные свойства бурового раствора

Этот продукт является типичным ингибитором гидратации, который снижает устойчивость стенок скважин. Ряд экспериментов по отбору рецептуры «Полигма» позволил создать три характерные композиции под экспериментальным символом «2», «3» и «М».

Все экспериментальные и производственные композиции проявляют закономерное ингибирование всех параметров при концентрации их в системе от 1 %.

Но ингибирующая способность их изменяется при увеличении концентрации. Увеличение количества «Полигма» 2 и «Полигма» М приводит к не значительному снижению величины ингибирования набухания и увлажнения, а потери резко снижаются (Табл. 3), что может способствовать устойчивости стенок скважин, а «Полигма» 3 лучше работает при меньших концентрациях, так как увеличение его в системе приводит к резкому ингибирования всех параметров.

Таблица 3

Влияние концентрации известных реагентов и «Полигма» на ингибирование параметров набухания, увлажнения ипотерь массы глинистого образца при механической нагрузке (ПБ)

ИНГИБИТОР	Концентрация,%	Кнаб, 6 суток	Ө_наб,%	Потерь массы,% через 2 часа		Ө_наб,%		Потери,% через 2 часа		Потери массы,%
Контроль	-	2,25	0,00	31,13		0,00		0,92		0,0
ГКЖ-11Н	1	2,73	-21,33	41,96		34,79		9,29		-120,0
	3	2,36	-4,89	32,17		3,36		1,98		-114,7
АМСР-3	1	2,61	-16	34,4		-10,51		4,71		-410
	.3	2,34	-4,00	32,17		-3,2		2,8		-204
	5	-	-	28,7		7,8		0,37		59,8
«Неонол»	1	1,81	19,56	31,15		-0,08		1,2		-30
	3	1,82	19,5	30,46		2,1		-0,85		192
«Акрил»	1	2,27	-0,89	29,48		4,8		3,59		-290
	3	2,06	8,4	31,26		-0,4		2,94		-215
1 % 0,75 %-го раствора «Биосол»	1	1,98	12,00	28,65		7,96		3,13		-240
	3	1,83	18,67	29,49		5,26		2,37		-156
«Полигма» 1	1	1,83	18,67	30.56		1,83		-0,07		107
	3	1,75	22,22	30,60		1,7		-1,85		300
«Полигма» 2	1 %	1,85	18,0	30,15		3,14		-0,88		195
	3 %	1,8	20,00		28,1		9,7		-3,13		440
«Полигма» 3	1 %	1,97	12,44		29,61		4,87		-1,39		250
	3 %	2,27	-0,9		32,12		-3,2		-0,17		118
«Полигма» М	1 %	2,03	9,78		28,8		7,48		0,16		82,4
«Полисил»	3 %	1,98	12,00		29,92		3,88		-2,2		338,5
	1 %	2,08	7,56		29,44		5,43		-0,23		125
	3 %	2,00	11,1		30,24		2,85		-3,14		441

Сохраняется динамика ингибирования экспериментальных образцов «Полигма» на двух типах глин, что подтверждается воспроизводимостью коэффициентов ингибирования, особенно хорошо снижают потери массы глинистого порошка (табл. 4). Экспериментально установлено, что реагент БСР в большей степени ингибирует разрушение стенок скважины, хорошо понижает фильтрацию, как таковое ингибирование гидратации глинистых сланцев идет в меньшей степени, в сравнение с «Полисил», «Полигма» и «Биосол». Кроме того, БСР резко снижает реологические параметры исходного высоковязкого глинистого бурового раствора (ВГБР). Этот реагент работает не одинаково на разных типах глин, хорошо ингибирует все показатели из бентонитового порошка «Келес», но увеличивает показатель начального увлажнения из порошка «Навбахор». Хорошо стабилизирует потери у обоих типов глин. Сравнение ингибирования параметров набухания, увлажнения и потерь массы глинистого образца при механической нагрузке на двух марках глин ПБВ и ПБМВ, выявило, что экспериментальные образцы «Полигма» универсальны для двух типов глин, в отличие от БСР и «Биосол», ингибирующие параметры которых зависят от качества глины (табл. 4). Таким образом, автором разработаны универсальные ингибиторы «Полигма», рекомендуемая концентрация 3–4 % в случае, «Полигма» 2 и М, 2–3 % при использовании ингибитора «Полигма» 3. Реагенты позволяют эффективно поддерживать требуемые реологические параметры, препятствует разрушению стенок скважин и гидратации, обладают смазывающими и антикоррозионными свойствами.

Таблица 4

Сравнение ингибирования параметров набухания, увлажнения ипотери массы глинистого образца при механической нагрузке на двух марках глин ПБ «Келес» иПБМ «Навбахор»

1% растворы	Среда	Глинопорошок
		ПБ			ПБМ
		Jw%, 1час	J потер массы,%, 1 час	J наб,%, 6 суток	Jw%, 1час	J потери массы,%,1 час	J наб,%, 6 суток
БСР	Дисстиллят	-15,7	95,4	12,6	2,27	66,7	7,5
БСР	Водопровод	-12,7	115,4	1,4	4,3	59,3	11,1
«Биосол»	Дисстиллят	6,7	-4	27,4	2,1	0	11,5
«Биосол»	Водопровод	8,2	-29,2	10,4	10	-115	9,5
«Полигма» 2	Дистиллят	1,7	97,7	17,0	6,8	79	5
«Полигма» 2	Водопровод	0,48	369	5,0		592	9
«Полигма» 3	Дистиллят	3,9	81	16,0	0,68	62,8	10
«Полигма» 3	Водопровод	4,8	134	7,0	1,5	448	6,2

Разработанные ингибиторы прошли лабораторные испытания и рекомендованы как регуляторы технологических жидкостей при проходке глинистых разрезов. Разработан также новый эффективный ингибитор «Полисил» М на основе кремний органических соединений, который в большей степени ингибирует гидратацию глинистых сланцев, мягко снижает реологические параметры. Таким образом, проведен анализ оценки ингибирующий способности реагента «Полигма» с различными модифицирующими добавками. Определены параметры ингибирования комплекса показателей: набухания, увлажнения и потери массы глинистых образцов при механической нагрузке. На модельном буровом растворе установлено влияние различных ингибирующих сред на реологические параметры. Экспериментально потверждено, что оценка ингибирования по комплексу параметров, дает четкое представление о качестве продукции. Разработанные полимерные реагенты «Полигма» характеризуется положительным откликом ингибирования всех перечисленных параметров, что определяет их как универсальные реагенты — новые ингибиторы и регуляторы буровых растворов при проходке глинистых разрезов.

Литература:

Яров А, Н, Буровые растворы с улучшенными смазочными свойствами. -М.: Недра, 1975, 143с.
Пеньков А. И., и др.- М. НИИКР нефть, 1983.-10с. Методика оценки ингибирующих свойств буровых растворов. РД. 39–2-813–82
Ёдгаров Н. Химические реагенты и материалы в нефтегазовом комплексе — Ташкент.: 2009, 520с.

Основные термины (генерируются автоматически): механическая нагрузка, потеря массы, буровой раствор, глинистый образец, параметр, тип глин, ингибитор, результат экспериментов, устойчивость стенок скважин, масса.

moluch.ru

Глинистый раствор для бурения

Промывочная жидкость. Глинистый раствор. — Добыча нефти и газа

Сваи под защитой глинистого раствора

Выбор раствора для разбуривания глинистых пород - Бурение и Нефть

Новые ингибиторы для бурения неустойчивых глинистых отложений и при проходке глинистых разрезов

Смотрите также