Буровые растворы и химические реагенты для их приготовления

• Введение
• Глава 1. Буровые растворы
• 1.1 Классификация буровых растворов
• 1.2 Параметры растворов
• Глава 2. Химические реагенты для приготовления буровых растворов
• Заключение
• Список литературы
• Приложение

Актуальность темы: Отечественный и зарубежный опыт показывает, что только высокое качество буровых растворов позволяет наиболее полно использовать технические возможности долот и забойных двигателей, улучшить срок их службы, повысить скорость бурения, улучшить качество вскрытия продуктивных пластов, сократить затраты на борьбу с осложнениями и снизить стоимость бурения в целом. При бурении скважины (cм. Рис.1) растворы выполняют множество различных функций, такие как:

перенос энергии от насоса к забойному двигателю;

размыв породы на забое скважины (гидромониторный эффект);

отвод тепла от долота на забое скважины;

предотвращение проникновения в ствол газа, нефти и воды из пластов, образующих стенки скважины;

удержание частиц вырубленной породы;

сохранение целостности стенок скважины, сложенных слабосцементированными породами;

уменьшение проницаемости стенок скважины;

уменьшение трения бурильных и обсадных труб о стенки скважины и т. п.

Цель исследования: исследовать назначение буровых растворов и химические реагенты для их приготовления.

При написании контрольной работы были использованы следующие методы и приемы: монографический метод, ретроспективного анализа, группировки и т. д.

Глава 1. Буровые растворы

1.1 Классификация буровых растворов

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

Условная вязкость Т - характеристика гидравлического сопротивления бурового раствора прокачиванию — продолжительность в секундах истечения 500 см³ бурового раствора из залитых в стандартную воронку 700 см³. Перед изменением раствор должен быть интенсивно перемешан для разрушения структуры. При от отбое раствора непосредственно из желоба и незамедлительном измерении перемешивание не требуется.

Продолжительность истечения воды из вискозиметра — водяное число, равное 15 с. Большая величина свидетельствует о засорении трубки и необходимости очистки, меньшая — о непригодности прибора.

Показатель фильтрации бурового раствора Ф измеряется в мл и характеризует способность бурового раствора отфильтровать через стенки ствола скважины жидкую фазу под влиянием перепада давления и образовывать фильтрационную корку различной проницаемости.

Содержание песка характеризует степень загрязнения бурового раствора грубодисперсными фракциями различного минерального состава. Песком П считается все грубодисперсные частицы, находящиеся в буровом растворе, независимо от их происхождения. Отмытый песок ОП — это только песчаные частицы, не способные распускаться в воде.

Концентрация водородных ионов (водородный показатель рН) характеризует щелочность буровых растворов. Оптимальное значение ее на ряду с другими факторами обеспечивает высокое качество буровых растворов. Наиболее простой приближенный способ определения рН — применение индикаторов. Для определения рН капля бурового раствора наносится на полоску индикаторной бумаги. Окраску пятна, образовавшегося на противоположной стороне полоски, сравнивают с эталонной цветной шкалой, прилагаемой к бумаге. В лабораторных условиях величину рН определяют на специальных приборах.

Фильтрат буровых растворов анализируют, для чего его набирают путем отфильтровывания с помощью воронки Бюхнера (вакуумная фильтрация), снабженной бумажным фильтром. Для химически обработанных растворов диаметр фильтра вследствие малой водоотдачи их должен быть не менее 75 мл.

Содержание водорастворимых солей определяют приближенно, т.к. в эту величину включается содержание едкого натра и органических регентов.

Глава 2. Химические реагенты для приготовления буровых растворов

Химические реагенты впервые начали применять в 30-х годах XX века. В настоящее время в России выпускается постоянно или периодически около 150 материалов и реагентов, часть из которых производится специально для бурения, крепления и испытания скважин. Остальные поставляются другими отраслями промышленности или являются отходами производства (для сравнения в США выпускается около 800, Канаде около 600 наименований материалов и химреагентов). Все химические реагенты разделяют по наиболее распространенным группам:

по действию на свойства буровых растворов: понизители фильтрации, вязкости, пептизаторы, структурообразователи, пеногасители и т. д.;

по отношению к действию солей: солестойкие и несолестойкие;

по отношению к действию температуры: термостойкие и нетермостойкие (до 50°С)

Реже применяются понятия — термосолестойкие и нетермосо-лестойкие, органические, неорганические и элементоорганичес-кие и т. д.

Все предлагаемые классификации применяемых в бурении химреагентов либо условны, либо не имеют практической значимости. Так некоторые понизители фильтрации снижают вязкость и структурно-механические свойства, а понизители вязкости — фильтрацию (частично), одни усиливают смазочное действие нефти, другие — наоборот и т. д.

1. Понизители фильтрации.

Большинство понизителей фильтрации относится к полимерам с достаточно гидрофильной поверхностью, представляющих собой анионоактивные полиэлектролиты природного (крахмал, смолы), полусинтетического (производные крахмала и К. МЦ) и синтетического (акрилаты) происхождения, обладающие в жидком виде псевдопластичными (тиксотропными) свойствами, т. е. при увеличении сдвигаемых напряжений происходит снижение вязкости. Макромолекулы веществ, состоящие из многочисленных элементарных звеньев (мономеров) одинаковой структуры называются полимерами, а из разнородных звеньев — сополимерами. При этом их атомы связаны прочной химической (ковалентной) связью, а молекулярная масса составляет от 5000 до 1 000 000 и более.

Крахмал относится к числу естественных полимеров — полисахаридов, и впервые был применен для буровых растворов в 1939 г. (США). Крахмал предназначен для снижения фильтрации средне-, и высокоминерализованных растворов при наличии любых солей при температуре до 80 °C, рН = 9−13 и добавке до 3.0%. Сырьем для производства крахмала являются зерновые культуры (кукуруза, пшеница, рис, рожь) и клубневые культуры (картофель, маниока). К недостаткам крахмала относится способность его к ферментативному разложению (загниванию) под действием различных микроорганизмов (дрожжевые грибки, плесень, бактерии). При разложении крахмала выделяются газообразные вещества, что может вызвать вспенивание раствора и понижение рН. Поэтому восстановить параметры такого раствора очень сложно, и он подлежит частичной или полной замене. Модифицированный крахмал. Для устранения ряда недостатков пищевого крахмала выпускается модифицированный химически и термически обработанный крахмал (МК). Он представляет собой порошок, хорошо растворимый в холодной воде, обработанный до 3% алюмо-калиевыми квасцами и кальцинированной соды. Поэтому обработку буровых растворов МК можно производить в виде порошка без предварительной клейстеризации при рН = 7.5−11, температуре до 120 °C и добавке до 2%. При этом МК более эффективно снижает фильтрацию, позволяет сохранить плотность бурового раствора, способствует меньшему росту вязкости, ферментативно устойчив и снижает затраты времени и средств на обработку.

Реагенты на основе акриловых полимеров. Гипан - гидролизованный полиакрилонитрил — впервые применен в 1949 г. (США), в России в 1961 г. для снижения фильтрации пресных, известковых, слабоминерализованных растворов. При получении гипана выделяется запах аммиака, отсутствие которого предопределяет проверку качества гипана в лабораторных условиях. Гипан представляет собой вязкую темно-желтоватую жидкость 8−10% -ной концентрации с плотностью 1.05−1.07 г/см³, рН = 12 и более или порошок желтоватого, кремового или розового цвета с влажностью 10%, который можно применять в товарном виде или в виде раствора 10% -ной концентрации. Гипан совместим с другими понизителями фильтрации, при этом эффективность комбинированной обработки значительно выше, чем каждого реагента в отдельности.

Метакрил - 14 (М - 14) представляет собой сополимер метакриловой кислоты и метилметакрилата. Выпускается в виде мелкогранулированного порошка и предназначен для снижения фильтрации пресных, высокоминерализованных, малоглинистых растворов.

2. Понизители вязкости (пептизаторы)

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 °C, 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 2132−185−203 312−99. 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 °C 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 °C 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 °C.

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

Итак, на основе всего выше изложенного можно говорить о том, что данная тема является актуальной, т.к. буровые растворы используются в самых разнообразных горно-геологических условиях, при этом на их физико-механические свойства оказывают влияние порознь или совместно температура, давление, электролиты, стабильность, контракция, скорости сдвига, режим течения и др. Поэтому точно описать или исследовать поведение буровых растворов в скважине практически невозможно, так как их свойства меняются даже в течении одного цикла циркуляции.

Для каждого вида бурения необходимо использовать определенные виды растворов. Один и тот же раствор недопустимо применять во всех видах бурения.

Чем сложнее устроена скважина, и чем сложнее геологические условия бурения, тем сложнее и качественней должен быть буровой раствор. Для предотвращения аварий в процессе бурения, необходимо тщательней разрабатывать сам буровой раствор, и компоновать специальные химические реагенты.

1. Городнов В, Д. Буровые растворы / В. Д. Городонов. — М.: Недра, 1985. — 206 с.

2. Лобкин А. Н. Обслуживание и ремонт буровых установок. — М.: Недра, 1985

3. Михеев В. Л. Технологические свойства буровых растворов / В. Л Михеев. — М.: Недра, 1979. — 239 с.

4. Паус К. Ф. Буровые растворы / К. Ф. Паус. — М.: Недра, 1973 — 303

5. Подгорнов Ю. М. Эксплуатационное и разведочное бурение на нефть и газ: Учеб. пособие для рабочих на производстве. — М.: Недра, 1988. — 325 с.: ил.

6. Резниченко И. Н. Приготовление, обработка и очистка буровых растворов / И. Н. Резниченко. — М.: Недра, 1962. — 230 с.

7. Рябоконь С. А Утяжелители для буровых растворов и технология их приготовления / С. А. Рябоконь. — М.: Недра, 1981. — 239 с.

8. Рязанов. Я. А. Энциклопедия по буровым растворам / Я. А. Рязанов. — Оренбург: изд. «Летопись», 2005. — 664 с.

9. Саакиян Л. С. Защита нефтепромыслового оборудования от коррозии / Л. С. Саакиян, А. П. Ефремов. — М.: Недра, 1982. — 230 с.

10. Яров А. Н. Буровые растворы с улучшенными смазочными свойствами / А. Н. Япров, Н. А. Жидовцев, К. М. Гильман и др. — М.: Недра, 1975. — 143 с.

Приложение

Схема 1. Циркулирование бурового раствора.