Лабораторная работа Промывка скв. и пром. жидк. (2)

1. Промывка скважин и промывочные жидкости

2.

Принципиальная схема процесса
промывки скважины
Для удаления выбуренной породы с забоя скважины и
транспортировки ее на поверхность создают замкнутую циркуляцию через скважину технологического
(циркуляционного) агента – жидкости или газа.
При использовании жидкости технологический
процесс ее циркуляции через скважину называется
промывкой, а при использовании газа – продувкой.
Как правило, применяется промывка скважин.
Технологическую жидкость, прокачиваемую через
скважину, называют промывочной (ПЖ) или
буровым раствором (БР).

3. Схема процесса применения промывочной жидкости при бурении скважины

Приготовление ПЖ
Материалы
и реагенты
Исходная
(кондиционная ПЖ)
Использование
ПЖ
Кондиционирование
ПЖ
Некондиционная
(отработанная)
ПЖ

4. Функции буровых промывочных жидкостей (БПЖ)

Основные функции:
1. удалять выбуренную породу с забоя
скважины;
2. транспортировать выбуренную породу
(буровой шлам) на поверхность;
3. охлаждать долото.
4. передавать гидравлическую энергию
забойному двигателю.

5. Функции буровых промывочных жидкостей (БПЖ)

Дополнительные функции:
1. создавать достаточное давление на
вскрытые скважиной пласты, чтобы исключить
газонефтеводопроявление;
2. образовывать на стенках скважины
тонкую, но прочную и малопроницаемую
фильтрационную корку, предотвращающую
проникновение ПЖ или ее фильтрата в породы;
3. удерживать во взвешенном состоянии
твердую фазу при временном прекращении
циркуляции;

6. Функции буровых промывочных жидкостей (БПЖ)

Дополнительные функции:
4. снижать трение между породой и
долотом, между стенками скважины и БК;
5. снижать вес БК или ОК, находящейся
в скважине за счет выталкивающей силы,
уменьшая нагрузку, действующую на
подъемный механизм БУ.

7. Требования к БПЖ

1. облегчать разрушение породы
долотом или, по крайней мере, не затруднять
процесс разрушения и удаления обломков с
поверхности забоя;
2. не ухудшать коллекторские свойства
продуктивных пластов;
3. не вызывать коррозию и износ
бурильного инструмента и бурового
оборудования;
4. обеспечивать получение достоверной
геолого-геофизической информации при
бурении скважины;

8. Требования к БПЖ

5. не растворять и не разупрочнять породы в
стенках скважины, сохраняя ее номинальный диаметр;
6. обладать устойчивостью к действию
электролитов, температуры и давления;
7. обладать низкими пожаровзрыво-опасностью
и токсичностью, высокими гигиеническими
свойствами;
8. быть экономичной, обеспечивая низкую
стоимость метра проходки.
Ни одна из известных ПЖ не
является универсальной !

9.

Единой, общепринятой классификации
буровых растворов не существует!
Большинство БПЖ представляет собой сложные
многокомпонентные дисперсные системы.
Дисперсная система - раздробленная система,
в которой одно вещество раздроблено (диспергировано)
и распределено в другом веществе.
Вещество, которое диспергировано, называется
дисперсной фазой,
а среда, в которой это вещество распределено, –
дисперсионной средой.
Системы, состоящие из одной фазы, называются гомогенными,
системы, состоящие из двух и более фаз и имеющие
поверхность раздела между фазами, – гетерогенными.

10. Дисперсная фаза и дисперсионная среда

К гомогенным относятся истинные (молекулярные)
растворы веществ.
К гетерогенным – коллоидные растворы, суспензии,
эмульсии, пены.
БПЖ – это многокомпонентные двух- или трехфазные
гетерогенные системы.
У гетерогенных систем дисперсионная среда представлена
жидкостью (вода, нефть, дизельное топливо, синтетическая
жидкость), а дисперсная фаза:
• твердыми частицами глины, утяжелителей, наполнителей
(суспензии);
• жидкостью, нерастворимой в дисперсионной среде,
например нефтью, дизельным топливом (эмульсии);
• газом (пены и аэрированные жидкости).

11. Классификация типов дисперсных систем (БПЖ)

Дисперсные системы классифицируют по:
•фазовому состоянию дисперсионной
среды;
•природе дисперсионной среды;
•степени дисперсности;
•фазовому состоянию дисперсной фазы;
•методу получения дисперсной фазы;
• природе дисперсной фазы.

12. Классификация БПЖ по числу фаз и составу дисперсной среды

13. Классификация БПЖ по количеству твёрдой фазы

1. С малым содержанием твердой фазы 5-7%,
2. С нормальным содержанием твердой фазы до 15%,
3. С повышенным содержанием твердой фазы более15%.

14. Классификация буровых растворов по природе дисперсионной среды

1. Буровые растворы на водной основе;
2. Буровые растворы на углеводородной
(нефтяной) основе;
3. Газообразные растворы (промывочные агенты).

15. Наиболее универсальная классификация с БПЖ принятая в России

16. БПЖ на водной основе

17. БПЖ на (углеводородной) нефтяной основе

18. Газообразные растворы (промывочные агенты)

19. Универсальная классификация БПЖ принятая в России

1. Буровые растворы на водной основе:
1.1. На пресной или морской воде:
1.1.1. Вода;
1.1.2. Не стабилизированные суспензии;
1.1.3. Гуматные;
1.1.4. Лигносульфонатные;
1.1.5. Хромлигносульфонатные.
1.2. Полимерные недиспергирующие:
1.2.1. С малым содержанием твёрдой фазы;
1.2.2. Безглинные.
1.3. Ингибирующие:
1.3.1. Кальциевые:
1.3.1.1. Известковые;
1.3.1.2. Гипсоизвестковые;
1.3.1.3. Хлоркальциевые.

20. Универсальная классификация БПЖ принятая в России (продолжение)

1.3.2. Калиевые:
1.3.2.1. Хлоркалиевые;
1.3.2.2. Калиево-гипсовые.
1.3.3. Обработанные солями трёхвалентных металлов:
1.3.3.1. Алюминизированные;
1.3.3.2. Алюмокалиевые.
1.3.4.Силикатные:
1.3.4.1. Малосиликатные.
1.3.4. Гидрофобизирующие:
1.3.4.1. С кремнийорганической добавкий;
1.3.4.2. Обработанные мылами жирных кислот.
1.3.5. Хлормагниевые,
1.3.6. Хлорнатриевые.
1.4. Соленасыщенные:
1.4.1. Не обработанные глинистые суспензии;
1.4.2. Стабилизированные;
1.4.3. Гидрогели;
1.4.4. Тяжёлые жидкости.

21. Универсальная классификация БПЖ принятая в России (окончание)

2. Растворы на нефтяной основе:
2.1. Безводные:
2.1.1. Известково-битумные ИБР);
2.1.2. На основе органоглин (РУО).
2.2. Инвертные эмульсии:
2.2.1. Эмульсионный ИБР;
2.2.2. ВИЭР;
2.2.3. ТИЭР;
2.2.4. На основе ЭК-1;
2.2.5. На основе ГКЖ и гудронов.
3. Газообразные растворы (агенты):
3.1. Газы:
3.1.1. Воздух;
3.1.2. Выхлопные газы ДВС;
3.1.3. Природный газ.
3.2. Пены.

22. Классификация буровых растворов в США (АНИ (классификация Роджерса, выбор БПЖ по составу и свойствам))

1. Буровые агенты на газовой основе:
1.1. Сухой воздух,
1.2. Влажный воздух,
1.3. Пена,
1.4. Стойкая пена (отработанная).
2. Буровые растворы на водной основе:
2.1. Пресная вода,
2.2. Соленая вода (минерализованная),
2.3. Растворы с низким содержанием твердой фазы,
2.4. Растворы на соленой воде,
2.5. Известковые растворы,
2.6. Гипсовые растворы,
2.7. Хромлигниновые растворы,
2.8. Хромлигносульфонатные растворы,
2.9. Калиевые растворы.
3. Буровые растворы на углеводородной основе:
3.1. Нефтяные растворы,
3.2. Битумные растворы,
3.3. Инвертные эмульсионные растворы.

23.

Лекция № 10

24.

БПЖ должны удовлетворять
определённым технологическим
свойствам, которые оцениваются
(характеризуются) измеряемыми
параметрами.
Таких параметров насчитывается свыше
двадцати, (в России измеряют 19).
Ими можно оперативно управлять
в процессе бурения скважины.
Величина параметров подлежит
обоснованию в рабочих проектах на
строительство скважины!

25. Свойства БПЖ

Свойство - то, что отличает один объект от
другого. Свойства выражают в одном или
нескольких измеряемых показателях.
Свойства подразделяют на простые и сложные.
Простые свойства раскрывает один показатель,
который может быть непосредственно измерен
инструментально или экспертно.
Сложные свойства непосредственно измерить
нельзя, их для этого следует разделить на более
простые.
С некоторыми из них мы познакомимся при
выполнении лабораторной работы.

26. Основные свойства буровых растворов

27.

1. Плотность , кг/м3
Масса вещества (БПЖ) в единице объема
Ареометр
Весы

28. 2.Условная вязкость УВ, с

Косвенно характеризует гидравлическое сопротивление
течению.
Определяется временем истечения заданного объема
ПЖ через вертикальную трубку.
Воронка МАРША
(вискозиметр ВБР - 1)

29.

3. Показатель фильтрации Ф, см3
Для ПЖ на водной основе - водоотдача.
Косвенно характеризует способность ПЖ
отфильтровываться через стенки ствола скважины.
Определяется количеством дисперсионной среды,
отфильтрованной через проницаемую перегородку.
Регламентируют (площадь, перепад давления, время)
см3/30мин

30. ВМ-6

1 – плунжер;
2 – груз-шкала;
3 – цилиндр;
4 – игольчатый клапан;
5 – фильтрационный стакан;
6 – поддон;
7 – поддон;
8 – диск клапана;
9 –решётка.

31. ВМ - 6

32. 4. Толщина и липкость фильтрационной корки К, мм

Косвенно характеризует способность ПЖ к образованию
фильтрационной корки на стенках скважины.
Определяется толщиной и липкостью корки, полученной при
измерении показателя фильтрации.
Прибор для определения липкости глинистой корки

33.

5. Пластическая вязкость
η, Па с
Характеризует темп роста касательных
напряжений сдвига при увеличении скорости
сдвига в случае, когда зависимость касательного
напряжения сдвига от градиента скорости сдвига
представлена в виде прямой (не проходящей
через начало координат), определяемая углом
наклона этой прямой.

34.

6. Динамическое напряжение сдвига
о, Па
• Косвенно характеризует прочностное
сопротивление ПЖ течению.
Определяется отрезком на оси касательного
напряжения сдвига, отсекаемым прямой,
отображающей зависимость касательной
напряжения сдвига от градиента скорости
сдвига при течении ПЖ.

35.

Ротационный вискозиметр

36. 7. Статическое напряжение сдвига СНС, Па

Характеризует прочностное сопротивление ПЖ,
находящейся в покое заданное время (1 и 10 мин).
Определяется касательным напряжением сдвига,
соответствующим началу разрушения ее структуры.

37.

38.

8. Водородный показатель
рН
Характеризует активность или концентрацию ионов
водорода в ПЖ.
Равен отрицательному десятичному логарифму
активности или концентрации ионов водорода.

39.

Свойства БПЖ
7. Характер среды (водородный показатель) характеризует активность или концентрацию ионов
водорода в ПЖ.
Равен отрицательному десятичному логарифму
активности или концентрации ионов водорода.
Измеряется с помощью рН-метра или индикаторной
бумаги.
Индикаторная
бумага
рН-метр

40.

Свойства БПЖ регулируют
специальными добавками
(химическими реагентами)
Сегодня для химической обработки буровых растворов
применяют более 1 000 химических реагентов.
Чтобы ориентироваться в этом многообразии
их классифицируют по разным признакам.
Единой, общепринятой классификации
химических реагентов не существует.

41. Принципы классификации химических реагентов по К. Ф. Паусу

1. По химическому составу и строению молекул;
2. По солестойкости реагентов;
3. По термостойкости реагентов;
4. По назначению.

42. По химическому составу и строению молекул

1. Низкомолекулярные неорганические соединения
(кальцинированная сода Na2CO3, каустическая сода NaOH, поваренная соль
NaCl,
жидкое стекло ((R2O)nSiO2) (силикаты калия или натрия - K2OSiO2 , Nа2SiO2),
известь Ca(OH,)2 цемент, углекислый барий BaCO3,
фосфаты (соли фосфорной кислоты (NaPO3)6 , Na6PO3 , и др.) .
2. Высокомолекулярные органические соединения
с глобулярной формой молекул
(гуматные (УЩР, ТУЩР, ПУЩР), лигносульфонаты (ССБ, КССБ, окзил, ПФЛХ)).
3. 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)).
4. Низкомолекулярные органические соединения
с гидрофильной или органофильной частями
(ОП-10, УФ7).

43. По солестойкости реагентов

1. Не солестойкие до 3% NaCl
(фосфаты, гуматы, лигнины и т.д.).
2. Ограниченно солестойкие 3 – 10 %
(NaCl).
3. Солестойкие по NaCl более 10 %
(лигносульфонаты, КМЦ, его производные, крахмал, полиакрилаты и т.д.).
4. Не солестойкие к действию поливалентных катионов
(некоторые лигносульфонаты, сульфатоэтилцеллюлоза,
сульфированные полиакрилаты).

44. По термостойкости реагентов

1. Не термостойкие
(фосфаты до 100 С, природные аминовые продукты до 120 С, крахмал,
КМЦ-300 и менее).
2. Ограниченно термостойкие
(лигнин, ССБ, КМЦ-500, КМЦ-600, сунил и т.д. до 160 С).
3. Термостойкие
(гуматы, КССБ, КМЦ-600 и более до 130 С, некоторые полиакрилаты,
ФХЛС, окзил до 200 С).

45. По назначению

1.
Регулирующие ионный состав раствора и рН- среды (едкий натр(NaOH), едкий калий (KaOH))
2. Реагенты бактерициды (антисептики)- неорганические вещества (NaOH, NaCI) и органические (формальдегид,
параформальдегид, фенол).
3. Связывающие (удаляющие) ионы Ca2+ из б.р. (Кальцинированная сода (Na2 CO3 ), Фосфаты (триполифосфат
натрия, тринатрийфосфат, полифосфат натрия, триполифосфат натрия и др.)
4. Ингибиторы глин и глинистых сланцев (ДЭМАН, Хлористый калий,Хлористый кальций, Хлористый магний,
Известь (Ca(OH)2 , Поваренная соль (NaCl), Жидкое стекло, ГКЖ-10, ГКЖ-11 и др.)
5. Коагулянты (в том числе и избирательного действия)
6. Понизители вязкости (разжижители) (КБП, ФХЛС, Окзил, ПФЛХ, Нитролигнин, Игетан,ОЭДФ, Полифосфаты и
др.)
7. Понизители водоотдачи и фильтрации (УЩР, КССБ, КМЦ, Гипан, Метас, Лакрис-20, Крахмал и др.)
8. Пеногасители (Т-66, т-80, Аэросил МАС-200, Полиэтилен, Кислота нефтяная, кремнийорганические
жидкости ПМС-15 000, ПМС-9 000, ПМС-1000, ПМС-200, РС, Спирты синтетические (СЖС), Триксан и др.)
9. Эмульгаторы (ОП-10, Сульфонол, Сульфонол НП-3)
10. Предупреждающие кавернообразование
11. Сохраняющие проницаемость продуктивного горизонта
12. Понизители твердости горной породы
13. Улучшающие смазывающие и противоизносные свойства (СМАД-1, Графит, Нефть,Флотореагенты Т-66, Т80)

46. Промысловая классификация химических реагентов для обработки буровых растворов в России

1. Понизители фильтрации;
2. Понизители вязкости (разжижители);
3. Структурообразователи;
4.Регуляторы щелочности (рН);
5. Ингибиторы глинистых пород;
6. Регуляторы термостойкости (+ и -);
7. Пенообразователи;
8. Пеногасители;
9. Эмульгаторы (вещества, предохраняющие капельки дисперсной
фазы эмульсий от коалесценции, т.е. слияния);
10. Смазочные добавки;
11. Понизители твердости горных пород.

47. Классификация химических реагентов в США

1. Понизители фильтрации;
2. Понизители вязкости (разжижители);
3. Структурообразователи;
4.Регуляторы щелочности (рН);
5. Ингибиторы глинистых пород;
6. Регуляторы термостойкости (+ и -);
7. Пенообразователи;
8. Пеногасители;
9. Эмульгаторы (вещества, предохраняющие капельки дисперсной фазы эмульсий
от коалесценции, т.е. слияния);
10. Смазочные добавки;
11. Понизители твердости горных пород;
12. Утяжелители;
13. Закупоривающие материалы (наполнители);
14. Бактерициды (вещества, подавляющие микробиологическую деятельность,
т.е. предупреждающие микробиологическую деструкцию химических реагентов и,
в частности, полимеров);
15. Реагенты, связывающие ионы кальция;
16.Ингибиторы коррозии и нейтрализаторы;
17. Флокулянты;
18. ПАВ (наряду с пенообразователями, пеногасителями, эмульгаторами);
19. Загустители (реагенты, повышающие вязкость).

48.

Типы БПЖ подразделяют на различные
виды в зависимости от степени
минерализации дисперсионной среды,
вида растворенных в ней неорганических
соединений, характера химической
обработки, соотношения между водой и
углеводородной жидкостью и т.п.
Наиболее распространёнными в мире
являются БПЖ на водной основе.
Некоторые их виды будут рассмотрены
ниже.

49. Основные виды БПЖ

1. БПЖ на водной основе
1.1. Вода как промывочная жидкость
Достоинства:
- Самая дешёвая;
- Легко прокачивается насосами;
- Обеспечивает высокие скорости проходки;
- Обеспечивает высокую мощность гидравлическим забойным двигателям;
- Легко утилизируется.
Недостатки:
- Не обладает тиксотропными свойствами;
- Имеет низкую плотность;
- Разупрочняет породы на стенке скважины;
- Способствует кавернообразованию;
- Ухудшает коллекторские свойства продуктивных пластов;
- Применяется при разбуривании устойчивых, прочных, не растворимых и
не взаимодействующих с водой горных пород.

50.

1.2. Не стабилизированные водные суспензии (получают в процессе
разбуривания глинистых пород (самозамесом))
Достоинства:
- Относительно дешёвый;
- Обладает тиксотропными свойствами
- Легко утилизируется.
Недостатки:
- Применяют при разбуривании верхних глинистых устойчивых пород;
- Малые пределы регулирования основных параметров:
- Плотность – 1 050 – 1240 кг/м3;
- Т – 25 – 50 с;
- В, СНС, рН – не регламентируются.

51.

1.3. Глинистые растворы (суспензии) с диспергируемой твёрдой
фазой
Достоинства:
- Универсальный раствор;
- Приготавливается из относительно дешёвых материалов;
- Позволяет регулировать свойства в широких пределах
(плотность – 1100 – 2000 кг/м3 );
- Легко утилизируется;
- Обладает тиксотропными свойствами.
Недостатки:
- Множество видов и рецептур ( гуматные растворы, лигносульфонатные,
хромлигносульфонатные, полимерные, ингибирующие, безглинные,
малоглинные и др.);
- Для регулирования свойств используются дорогостоящие
химические реагенты и добавки;
- Не пригоден для вскрытия пластов с аномально низкими пластовыми
давлениями.
- Для приготовления, очистки, химической обработки требуется
дорогостоящее сложное оборудование.

52. Глины (основные коллоидные добавки)

Глины являются наиболее распространёнными и дешёвыми источниками
получения коллоидного материала для приготовления бурового раствора.
Они состоят из глинистых минералов и др соединений. По составу глинистые
минералы являются водными алюмосиликатами с кристаллическим строением
решётки (zAl2O3nSiO2mH2O).
По строению кристаллической решётки их подразделяют на:
- Двухслойные (группа коалинита);
- Трёхслойные (группа монтмориллонита);
- Правильные смешанно-слоистые;
- С цепочной структурой (группы палыгорскита);
- Гидрослюды.
Важнейшими для приготовления промывочных растворов являются
трёхслойные минералы группы монтмориллонита и с цепочечной структурой
группы палыгорскита.
Часть многовалентных атомов (Al+3 , Si+4 ) в узлах кристаллических решёток
из-за их дефектности замещены двух валентными атомами (Mg+2, Fe+2, Al+3).
При таком неэквивалентном замещении чешуйка глины, состоящая из минералов
приобретает избыточные отрицательные заряды. Эти заряды компенсируются
одно - или поливалентными катионами, которые не входят в состав
кристаллической решётки. Они располагаются у внешней поверхности
силикатных слоёв, но остаются связанными с чешуйкой силой электрического
взаимодействия.

53.

Глины имеют чешуйчатое строение с ослабленными кислородными связями
между отдельными чешуйками. Вследствие небольшой прочности кислородных
связей между чешуйками и высокой степенью дисперсности, глины способны в
воде распускаться на элементарные чешуйки, набухать и связывать физически
большое количество воды.
Особенно сильно набухают натровые бентониты: комочек такой глины,
распускаясь в воде, может увеличиться в объёме до 8 - 14 раз.
В результате поверхностной диссоциации вокруг каждой глинистой чешуйки,
отрицательно заряженной, образуется ионное облако из положительно
заряженных катионов Na+, Ca+2, Mg+2, частично компенсирующих отрицательный
заряд чешуйки. Так на расстоянии 1 – 2 молекул от частички образуется двойной
электрический слой Гельмгольца.
Часть катионов под влиянием теплового движения удаляются на большие
расстояния от частички и образуют дифузную часть двойного электрического
слоя (дифузный слой Гюи).
Молекулы воды представляют собой диполи, они ориентируются в
электрическом поле чешуйки и притягиваются к ней своими зарядами.
К ним притягиваются новые молекулы воды, ориентирующиеся подобно первым.
Таким образом, вокруг глинистой чешуйки образуется своеобразное облако
ориентированно - расположенных молекул воды, включающее и гидратированные
катионы. Такое облако ориентированно - расположенных молекул воды называют
гидратной (сольватной) оболочкой.
Совокупность же глинистой частицы, двойного электрического слоя и
гидратной оболочки представляет собой мицеллу.
Мицелла - электрически нейтральна.

54.

Вода в гидратных оболочках является физически связанной. Во внутренних
слоях оболочки эта вода имеет структуру и свойства льда: она обладает
упругостью, повышенной вязкостью и механической прочностью. С удалением от
поверхности чешуйки силы связи ослабевают, ориентирование молекул воды
становится более слабым, плотность гидратной оболочки уменьшается, а свойства
её приближаются к свойствам обычной воды.
Толщина гидратной оболочки существенно зависит от величины заряда
глинистой частицы и валентности противоионов. Чем больше заряд частицы и
меньше валентность противоионов, тем сильнее развито ионное облако, сильнее
гидратация глинистой чешуйки.
Толщина гидратных оболочек на поверхности глинистых чешуек неодинакова:
она максимальна на плоских гранях и минимальна на рёбрах в вершинах чешуек.
При беспорядочном тепловом движении молекулы воды, ударяясь о чешуйки,
сообщают им энергию и заставляют перемещаться. Перемещаясь,
гидратированные чешуйки сталкиваются друг с другом. При столкновении
вершинами и рёбрами происходит разрыв гидратных оболочек. Частички (мицеллы)
слипаются под влиянием сил притяжения между их противоположными зарядами.
В покое число сцепившихся друг с другом вершинами или рёбрами глинистых
чешуек постепенно возрастает. Со временем они образуют своеобразную сотовую
структуру, которая пронизывает весь объём раствора.
Прочность структуры постепенно увеличивается вследствие слипания все
новых глинистых чешуек (частичек).

55. Схема строения структуры глинистого раствора

Дисперсная фаза в виде мицеллы глинистой частицы, покрытой
гидратной оболочкой
Дисперсионная среда межмицеллярная жидкость
(свободная вода)
В БПЖ как в дисперсных системах
образуется пространственная
коагуляционная структура, определяющая
их основные свойства.

56.

Благодаря такой структуре глинистый раствор способен удерживать во
взвешенном состоянии весьма крупные частицы твёрдой фазы, в том числе
обломки выбуренных пород.При перемешивании глинистого раствора структура
разрушается, и он вновь становится текучим.
Способность растворов загустевать в покое в результате образования
структуры и вновь становится подвижным при перемешивании или встряхивании
называется тиксотропией.
Слипание частиц при столкновении может происходить двояким образом.
Во-первых, частицы могут слипаться при столкновении вершинами и рёбрами
и образовывать сотовую структуру, в ячейках которой заключены свободная вода
и инертные частицы твёрдой фазы; при этом на большей поверхности частиц
(и, прежде всего, на гранях) сохраняются гидратные оболочки.
Это явление называют гидрофильной коагуляцией.
Во-вторых, частицы под влиянием некоторых факторов могут потерять заряд
и лишиться гидратных оболочек. В этом случае при столкновении даже гранями
они будут слипаться, и образовывать более крупные агрегаты, которые под
действием силы тяжести осаждаются из раствора.
Раствор расслаивается на две фазы.
Такая коагуляция называется гидрофобной.

57.

БПЖ характеризуются компонентным
(вещественным) и долевым составами,
которые определяют его рецептуру.
Рецептура – перечень компонентов,
составляющих ПЖ, и их долевой
(массовый, объемный) состав.

58. Функциональное назначение компонентов БПЖ определяемых рецептурой

Компонентыо бщего назначения
используются для приготовления основы ПЖ и
регулирования ее параметров.
Компоненты специального назначения
для придания специфических свойств (н-р,
ингибирующих) либо для устранения
недостатков и повышения эффективности
веществ общего назначения (н-р, устранения
пенообразования, повышения
термостабильности).

59. Компоненты БПЖ общего назначения

1. Дисперсионная среда – вода, углеводороды,
синтетические жидкости.
2. Структурообразователи – материалы,
придающие тиксотропные свойства ПЖ. Это глина, торф, специальные органические полимеры из
класса полисахаридов (в частности биополимеры), синтетические полимеры, а для ПЖ на
нефтяной основе – органофильные глины и
битумы.
3. Регуляторы рН - неорганические вещества:
основания (каустическая сода NaOH, известь
Са(ОН2); щелочные (карбонат натрия Na2CO3) и
кислые (бикарбонат натрия NaHCO3) соли,
изменяющие концентрацию ионов водорода в ПЖ.

60.

4. Понизители фильтрации – вещества,
снижающие величину показателя фильтрации ПЖ.
Как правило, это природные и синтетические
высокомолекулярные полимеры различной
химической природы, н-р:
УЩР;
• гуматные реагенты – углещелочной реагент
• лигносульфонаты – конденсированная
сульфит-спиртовая барда КССБ;
• полисахариды – крахмал, эфиры целлюлозы
(карбоксиметилцеллюлоза КМЦ);
• акриловые полимеры – гидролизованные
полиакрилонитрил (гипан), полиакриламид (ГПАА).

61.

5. Разжижители – вещества, снижающие
предельную прочность структуры, тиксотропию и
повышающие подвижность ПЖ:
5.1. органические реагенты:
• гуматные – УЩР;
• производные лигнина – нитролигнин;
• лигносульфонаты - ССБ, окзил
5.2. неорганические реагенты:
• комплексные фосфаты
гексаметафосфат натрия (Na3PO6),
тринатрийфосфат Na3PO4,
триполифосфат натрия Na5P3O10 и др.

62. Компоненты БПЖ специального назначения

1. Ингибиторы разупрочнения глинистых пород.
Неорганические электролиты – известь Са(ОН)2,
хлориды CaCI2, NaCI, КCI, алюмокалиевые квасцы
KAI(SO4)212Н2О, силикат натрия Na2SiO3, гипс CaSO4.
2. Термостабилизирующие добавки.
Предотвращают загустевание и улучшают действие
разжижителей при высоких температурах (анионные
соединения хрома - хроматы и бихроматы натрия
или калия Na2CrO4, K2CrO4, Na2Cr2O7 и К2Cr2O7).
Антиоксиданты – вещества, замедляющие термоокислительную деструкцию полимеров (ароматические амины - анилин, алкилфенолы, аминоспирты
(этаноламин).

63.

3. Смазочные добавки.
растительные масла.
Графит,
синтетические
и
4. Поверхностно-активные вещества (ПАВ). Снижают
поверхностное натяжение на границе раздела фаз,
обеспечивая качественное вскрытие продуктивных
пластов. Используют водорастворимые ПАВ
ионогенного типа (анионоактивные) – сульфонол,
сульфонатриевые соли сланцевых смол СНС и
неионогенные – ОП-10, УФЭ8.
5. Эмульгаторы. Служат для приготовления
эмульсионных ПЖ. Большинство реагентов (УЩР, ССБ,
КССБ, окзил, крахмал) – хорошие эмульгаторы прямых
эмульсий. Применяют также водорастворимые ПАВ
ионогенного типа (сульфонол) и неионогенные ПАВ (ОП10).

64.

6. Пеногасители. Предназначены для предупреждения
и ликвидации вспенивания ПЖ.
Используют: сивушное масло, соапсток, кальциевый
мылонафт, полиметилсилоксановые жидкости ПМС,
синтетические жирные спирты, окисленный
петролатум, стеарат алюминия, резиновая или
полиэтиленовая крошка в дизельном топливе (PC и
ПЭС).
7. Бактерициды (антисептики). Предотвращают
ферментативное разложение реагентов.
Используют вещества неорганические (NaOH, NaCI) и
органические (формальдегид, параформальдегид,
фенол).

65.

Рассмотрим рецептуры некоторых
наиболее распространённых
буровых растворов и их свойства:

66. 1.4. Хлоркалиевый буровой раствор

Рецептура хлоркалиевого бурового
раствора (в кг на 1 м3):
• 50 – 100 глина;
• 30 – 50 КСl;
• 5 – 10 полимер (КМЦ, М-14, метас,
крахмал);
• 30 – 50 КССБ;
• 5 – 10 КОН;
•2–3
пеногаситель;
• 920 – 940 вода.
Утяжелитель добавляют до получения требуемой
плотности ПЖ.

67. Технологические свойства хлоркалиевого бурового раствора

= 1 080 – 2 000 кг/м3,
УВ = 25 - 40 с,
Ф = 4 - 8 см3/30 мин,
СНС1 = 12 - 60 дПа,
СНС10 = 36 - 120 дПа,
рН = 9 - 9,5.

68. 1.5. Хлоркальциевый буровой раствор

Рецептура хлоркальциевого бурового
раствора (в кг на 1 м3):
• 80 –200 глина;
• 3 – 5 Ca(OH)2;
• 3 – 5 NaOH
• 10–20 полимер (КМЦ или
крахмал);
• 5 –70 КССБ;
• 10 – 20 CaCl2;
• 5 – 10 пеногаситель;
• 920 – 870 вода.

69. Технологические свойства хлоркальциевого бурового раствора

= 1 080 - 1 250 кг/м3,
УВ = 25 - 30 с,
Ф = 3 - 5 см3/30 мин,
СНС1 = 12 - 24 дПа,
СНС10 = 30 - 60 дПа

70. 1.6. Буровой раствор на основе гидрогеля магния

Рецептура бурового раствора на основе
гидрогеля магния (в кг на 1 м3):
• 280 –300
MgCl2 или MgSO4;
• 50 – 100 Mg(OH)2 или MgO;
• 15 – 20
NaOH;
• 50 – 100 КМЦ;
• 30 – 50 КССБ - 4;
• 800 – 850 вода.

71. Технологические свойства бурового раствора на основе гидрогеля магния

= 1 200 – 2 000 кг/м3,
УВ = 30 - 40 с,
Ф = 3 - 5 см3/30 мин,
СНС1 = 20 - 30 дПа,
СНС10 = 30 - 60 дПа

72. 2.2.1. Известково-битумный раствор (ИБР -2)

Рецептуры известково - битумных растворов (ИБР – 2)
КомпоПлотность, кг/м3
ненты 1200 1300 1400 1500 1600 1700 1800 1900
2000 2100
2200
2300
ДТ
569
552
535
518
501
484
467
450
433
416
399
382
Битум
98
92
86
80
74
70
62
56
50
44
38
32
CaO
147
138
129
120
111
102
93
84
75
66
57
48
Бентонит
64
60
56
52
48
44
40
36
32
28
24
20
Вода
32
30
28
16
24
22
20
18
16
14
12
11
Сульфонол
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
СМАД-1
10
10
10
10
10
10
15
15
15
15
15
15
Эмультал
1
1
1
1
1
1
2
2
2
2
2
2
Барит+
ЖС-7
267
404
541
678
806
952
1083 1220
1630
1747
1357 1494

73. Технологические свойства известково – битумных растворов (ИБР – 2)

Показатели
Значения
Плотность, кг/м3
1 050-2 300
Условня вязкость (при 40ºС), с
9 - 20
СНС1, дПа
0 - 50
СНС10, дПа
6 - 100
Пластическая вязкость (при 40ºС) η, мПа·с
≤ 100
Динамическое напряжение сдвига (при 40ºС) 0 ,
Фильтрация, см3/30 мин
≤ 100
0 – 1,5
Содержание водной фазы (допустимое), %
< 10

74. 3.2. Пены на основе пластовых вод

Рецептуры и технологические свойства
пен
ПАВ
Оптимальная
концентрация,
%
Тип пластовой воды
Отношение концентрации
шлама к объёму воды
Сульфанол НП-1
0,23
Пресная
(ρ = 1001,5 кг/м3)
1:2 – 1:1
«Прогресс»
0,1
ОП - 10
0,1
ОП - 7
0,1
КАУФЭ - 14
0,12
Азолят А
0,1
«Прогресс»
0,2
1:2
ОП - 10
0,2
4:1 – 1:1
ОП -7
0,2
Сульфонол НП-1
0,42
«Прогресс»
1 – 1,2
1:2 – 1:1
Среднеминерализова
нная и
минерализованная
(ρ = 1001,5 –
- 1028,3 кг/м3)
Рассолы
(ρ = 1190 кг/м3)
4:1 – 1:1
4:1 – 1:1
1:2
1:2
4:1 – 1:1
1:2
1:2

75. Выбор БПЖ при пректировании

Требования правил безопасности в нефтяной и
газовой промышленности (ПБ 08 – 624 – 03)
«Правила…», п. 2.7.3.3:
Плотность ПЖ в интервалах совместимых условий
бурения должна определяться из расчета создания
столбом ПЖ гидростатического давления в скважине,
превышающего пластовое давление на величину:
• 10 % для скважин глубиной до 1200 м
(интервалов от 0 до 1200 м), но не более 15 кгс/см2
(1,5 МПа);
• 5 % для интервалов от 1200 м до проектной
глубины, но не более 30 кгс/см2 (3,0 МПа).

76. Плотность БПЖ

«Правила…», (п. 2.7.3.4).
• Максимально допустимая репрессия (с учетом
гидродинамических потерь) должна исключать
возможность гидроразрыва или поглощения ПЖ на
любой глубине интервала совместимых условий
бурения

77. Плотность БПЖ

«Правила …» (п. 2.7.3.5).
• В интервалах, сложенных неустойчивыми
породами (глины, аргиллиты, глинистые сланцы, соли),
плотность, фильтрация, химсостав ПЖ
устанавливаются исходя из необходимости обеспечения
устойчивости стенок 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).

78. Последовательность выбора плотности БПЖ при пректировании

1. Тип БПЖ выбрать на основании анализа опыта бурения скважин на
проектируемой площади или аналогичной по горно-геологическим условиям.
2. Для каждого интервала разреза с совместимыми условиями бурения
(под каждую обсадную колонну), для всех проницаемых пластов интервала
рассчитывается плотность бурового раствора по нормируемой величине
коэффициента безопасности kб и допустимой репрессии Δ Рреп..
ρр = kбka1000 [кг/м3]
ΔРреп. ≤ ρрgh – ρвgh
3. Наибольшее из расчётных значений плотности для интервала увеличиваем
на допустимую величину точности регулирования плотности в процессе
бурения 20 кг/м3.
4. Полученное значение плотности ещё раз проверяем на допустимую
величину репрессии.
5. Если полученное значение репрессии удовлетворяет требованиям «Правил
безопасности …» - его принимают за проектное.

79. Циркуляционная система буровой установки

ЦС - комплекс механизмов и оборудования,
предназначенный для выполнения
следующих операций с ПЖ:
• приготовления;
• подачи в скважину;
• кондиционирования;
• хранения запаса ПЖ.
Будет изучаться на практических
занятиях

80. Схема промывки скважины

81. Схема циркуляционной системы буровой

82. Система кондиционирования

Блок
очистки ПЖ
от
твердой
фазы
• 1 ступень
• 2 ступень
• 3 ступень
• 4 ступень
Блок
очистки ПЖ
от газа
• газовый
сепаратор
• дегазатор
Блок
химической
обработки ПЖ
• дозатор
• смеситель
• диспергатор
• перемешиватель
Будет изучаться на практических занятиях

83. Система циркуляции

Блок
буровых
насосов
• буровые
насосы
Блок
резервуаров
• резервуары
• перемешиватели
• шламовые
насосы
Блок обвязки
• манифольд
• желоба
Будет изучаться на практических занятиях

84. Оборудование для промывки скважины

85. Гидравлическая программа промывки скважины

При проектировании гидравлической программы
промывки скважины определяют:
• величину подачи промывочной
жидкости;
• режим течения жидкости в
зависимости от скорости движения;
• параметры гидромониторных
насадок;
• гидравлические сопротивления
движению жидкости по характерным
участкам системы циркуляции;
• суммарные гидравлические
сопротивления в системе циркуляции;
• гидравлическую мощность бурового
насоса.

86.

Потери напора в системе циркуляции ПЖ зависят от:
• конструкции скважины;
• конструкции бурильной колонны;
• конструкции породоразрушающего
инструмента;
• способа бурения;
• подачи ПЖ;
• свойств ПЖ (н-р, плотности, вязкости,
статического и динамического напряжений сдвига).
Общие потери напора подсчитывают как сумму
потерь во всех элементах системы циркуляции ПЖ.
По суммарным потерям напора подбирают тип
бурового насоса, а по подаче – требуемое их
количество.