Состав и свойства ИЭР. Факторы устойчивости эмульсий.
Инвертные эмульсионные растворы обладают всеми основными преимуществами растворов на нефтяной основе, они более дешевы и пожаробезопасны, но всегда существует опасность обращения фаз. Если происходит обращение фаз, дисперсионной средой становится вода и преимущества растворов на углеводородной основе теряются. Основными дестабилизирующими факторами ИЭР в буровой технологии являются повышенная температура, поступление в раствор избытка воды и гидрофильных материалов, в частности, гидрофильных глин из разбуриваемых пород.
Состав ИЭР: УВ жидкость (ДТ, масло, нефть), эмульгатор (эмультал), стабилизатор (СМАД-1м),вода, СаСl2. Эмульсии 1 рода (гидрофильные эмульсии типа масло в воде, здесь масло (какая-либоУВж-ть) в виде капелек распределено в воде).
Эмульсии 2 рода (гидрофобные эмульсии типа вода в масле).
Обычно эмульгаторами эмульсий служат соединения с дифильной структурой молекул при определенном соотношении гидрофильной и гидрофобной частей. В качестве эмульгаторов для эмульсий 1 рода применяются химические реагенты КМЦ, крахмал, ПАВ типа алкиларилсульфатов, сложных и простых эфиров, гидрофильная глина и др., для эмульсий 2 рода – мыла жирных кислот, полиамины, амиды и их смеси, ГКЖ, эмультал, ИКБ-2,МАС-200,сажа и др. Указанные эмульгаторы обладают и стабилизирующими свойствами. Хорошие результаты по стабилизации ИЭР дает применение органофильных, набухающих в дисперсионной среде, глин.
|
|
|
Технология приготовления ИЭР заключается в следующем. На первом этапе готовится углеводородная часть эмульсии, т.е. основа дисперсионной среды с добавками эмульгатора и стабилизатора. Для перемешивания используется обычное буровое оборудование – гидравлические или механические мешалки. На первом этапе в углеводородную смесь вводится порционно техническая пресная или минерализованная вода. Полученная система перемешивается до устойчивых показаний качества ИЭР по электростабильности, измеряемой обычно на приборе ИГЭР-1.
Особенности промывки при бурении горизонтальных стволов. Требования к буровым растворам для горизонтального бурения.
Буровой раствор при бурении горизонтальных скважин выполняет те же функции, что и при бурении вертикальных, но к нему предъявляется ряд дополнительных требований. Основными из них являются следующие:
· минимальное воздействие бурового раствора на пласт в связи с тем, что время контакта бурового раствора с коллектором многократно возрастает по сравнению с вертикальными скважинами;
· повышенные смазочные свойства для снижения сил сопротивления движению колонны бурильных труб;
|
|
|
· повышенная способность к выносу шлама в связи с тем, что он находится в основном у лежачей стенки скважины;
· обеспечение устойчивости стенок скважины в связи с повышенными напряжениями на висячей стенке.
Загрязнение продуктивного горизонта буровым раствором и его фильтратом приводит к уменьшению проницаемости пород в несколько десятков и даже сотен раз и, как следствие, к снижению дебита скважины. Само загрязнение происходит в результате:
· закупорки пор твердой фазой раствора;
· диспергирования глин, находящихся в пласте, при взаимодействии с фильтратом бурового раствора;
· образования осадков и эмульсий при взаимодействии бурового раствора и пластовых флюидов;
· увеличения вязкости флюида под действием полимеров, содержащихся в растворе.
Уменьшить воздействие бурового раствора на продуктивный горизонт возможно снижением репрессии на пласт и подбором состава раствора.
Минимальная репрессия на пласт по рекомендациям американских специалистов составляет 1,4‑2 МПа. Этот параметр регулируется плотностью раствора.
Состав бурового раствора должен быть таким, чтобы на стенках скважины образовалась тонкая непроницаемая фильтрационная корка, а фильтрат был инертен по отношению к породам и флюиду. На первом этапе бурения горизонтальных скважин практически повсеместно использовался обычный глинистый раствор, однако это приводило к существенному возрастанию сил трения и осложнениям (прилипание инструмента, нарушение устойчивости стенок скважины). В дальнейшем стали применять растворы со специальными наполнителями для гидроизоляции продуктивного горизонта, например, со сломелем, размеры частиц которого в основной массе колеблются от 10 до 50 мкм. Для этого же используются карбонатные и солевые растворы. В этом случае хотя и происходит закупорка пор пласта, но она может быть легко ликвидирована при кислотной обработке.
|
|
|
Уменьшению попадания твердой фазы и фильтрата в пласт способствует включение в КНБК кольмататоров.
Проникновению фильтрата в окружающие породы препятствуют также стеклянные шарики, вводимые в раствор, но основное их назначение – снижение сил трения инструмента о стенки скважины.
Для уменьшения гидратации глин в пласте лучше всего использовать растворы, основой которых являются сбросовые пластовые воды, или вводить в буровой раствор ингибиторы. Одним из наиболее эффективных ингибиторов является хлористый калий. Ионы калия не дают глинистым частицам отделяться друг от друга, а это уменьшает загрязнение пласта и повышает устойчивость стенок скважины. Ингибирующей способностью обладают также алюмокалиевые квасцы, жидкое стекло, поваренная соль, гипс, хлористый кальций, но в меньшей степени.
|
|
|
Исключение образования гелей, эмульсий, осадков в пласте и снижение вязкости флюида достигается подбором состава раствора, в частности, полимеров. Более того, в буровой раствор вводятся такие компоненты, которые легко растворяются в нефти и не растворяются в воде. Находясь в фильтрационной корке, они в дальнейшем после растворения не препятствуют поступлению нефти в скважину, но существенно уменьшают поступление воды. Пример такого компонента –воск.
На практике при промывке горизонтальных скважин в различных регионах используются следующие виды растворов: инвертные полимерные, полимерглинистые, биополимерные, полимермеловые, растворы на основе полисахаридов, на рыбожировой основе и с добавками таллового масла. Следует отметить, что лучшими для горизонтального ствола являются растворы на углеводородной основе. При их применении загрязнение продуктивного горизонта минимально, они обладают прекрасными смазочными свойствами и хорошей способностью к выносу шлама. Однако эти растворы дороги, экологически и пожароопасны, создают значительные трудности в работе.
После проходки горизонтального ствола необходимо провести его очистку. Для этого рекомендуется использовать гелеобразующий полимерный материал на основе ПОЛИОКСа. При его течении вязкоупругие свойства достаточно высоки, а в покое ‑ как у обычного глинистого раствора. Промывка скважины таким раствором при наличии в компоновке кольмататора, скребков и калибрующих лопастей позволяет практически полностью очистить горизонтальный ствол от глинистой корки.
62) Особенности промывки при бурении горизонтальных стволов. Требования к буровым растворам для горизонтального бурения
Увеличенное количество смазочных добавок. При использовании смазочных добавок снижаются усилия осевого перемещения и момент сопротивления вращательному движению бурильной колонны, уменьшается опасность возникновения затяжек и прихватов бурового инструмента. Труднее всего обеспечить вынос шлама на участке скважины с зенитным углом 45-60 градусов при большом диаметре ствола. В этих участках часто бывает трудно обеспечить турбулентный режим течения промывочной жидкости, и это может обусловить необходимость применения бурового раствора с повышенными реологическими свойствами.
Если для подъёма шлама к устью и поддержании его в состоянии движения вверх желателен турбулентный режим, то буровой раствор должен: иметь низкую вязкость. Если же поддерживается ламинарный режим течения, то буровой раствор должен иметь высокую вязкость при низкой скорости сдвига.
Установлено, что для достижения улучшенных показателей бурения и успешной проводки скважины особенно важно поддерживать высокие взвешивающие и несущие свойства буровою раствора, в противном случае в скважине возникают осложнения. А скопление выбуренных твёрдых частиц в скважине ведет к увеличению трения и уменьшению возможности передачи нагрузки на долото и в результате снижается скорость механического бурения, повышаются затраты.
63) Приготовление промывочных растворов
Вид, состав и свойства промывочных растворов выбирают в зависимости от геолого-технических условий бурения. Если эти условия при бурении всей скважины или части ее интервала не позволяют использовать для промывки воду или осуществлять продувку газообразными агентами, то приходится специально готовить соответствующий данным условиям промывочный раствор.
Существуют два метода приготовления растворов:
1) приготовление растворов в скважине (наработка) в процессе механического бурения;
2) приготовление раствора с помощью механизмов непосредственно на буровой или централизованно на глинозаводах.
Приготовление промывочных растворов первым методом наиболее дешево и просто, но возможно лишь там, где разрез сложен породами подходящего состава и достаточной мощности. Например, в ряде районов Западной Сибири верхняя (неустойчивая) часть разреза разбуривается с применением раствора или свежеприготовленного, или доставленного с ранее пробуренных скважин. Затем этот интервал ствола закрепляют обсадными трубами с заливкой кольцевого пространства цементным раствором и дальнейшее бурение ведут или с промывкой водой, или с промывкой качественным глинистым раствором. При разбуривании глин с промывкой водой образуется водно-глинистая суспензия, которую в дальнейшем обрабатывают химическими реагентами и приводят показатели технологических свойств раствора к требуемому уровню. Причем, важно добиться минимального содержания глинистой фазы в промывочном растворе. Аналогично получают карбонатные или карбонатно-глинистые растворы в Урало-Поволжье (например, в Пермской области). При разбуривании с промывкой водой мощных толщ карбонатных пород получаемую водно-карбонатную суспензию обрабатывают каустической или кальцинированной содой. Для стабилизации естественных карбонатных растворов хорошие результаты дает введение полимеров и небольших добавок высококоллоидальных )Tj/C2_1 глин. С целью улучшения диспергирования шлама выходящую из скважины суспензию целесообразно пропускать через специальные механизмы (фрезерно-струйные мельницы, дезинтеграторы и др.) Чаще приходится готовить растворы вторым методом, т.е. с помощью специальных механизмов. Для приготовления глинистых растворов используют в основном глинопорошки и реже комовые глины из местных карьеров. При приготовлении промывочных растворов требуется обеспечить с помощью специальных устройств диспергирование твердой фазы и перемешивание ее с жидкостью. В качестве таких устройств для приготовления растворов из комовых и порошкообразных материалов используются мешалки механического и гидромониторного типов. Из порошкообразных материалов раствор готовят также с помощью мешалок эжекторного типа. Особенность приготовления растворов на углеводородной основе заключается в необходимости подогрева системы для получения коллоидного раствора битума. Например, при приготовлении ИБР зимой в глиномешалку заливают требуемое количество дизельного топлива и при перемешивании вводят молотый окисленный битум с негашеной известью. Смесь подогревают открытым паром до 30 – 50 °С и добавляют расчетное количество воды для гашения извести. При гашении извести температура смеси поднимается до 80 – 120°С. В летнее время готовят раствор аналогично, однако, подогрев паром не обязателен. Для приготовления буровых промывочных жидкостей используется различное оборудование: блоки приготовления растворов (БПР), различные механические и гидравлические мешалки. В глубоком эксплуатационном бурении широко используются блоки приготовления растворов из порошкообразных материалов БПР-40 и БПР-70.
64) Средства грубой очистки бурового раствора
Средства грубой очистки представлены в основном механическими вибрационными установками (виброситами), способными удалять крупный шлам размером свыше 100 мкм без особого нарушения скорости прокачки бурового раствора. В виброситах шлам от бурового раствора отделяется с помощью просеивающего устройства. Применяются одноярусные сдвоенные вибросита СВ-2, СВ-2Б, ЛВС-1 и одноярусные двухсеточные вибросита ВС-1. По принципу действия все вибросита аналогичны.
65) Трехступенчатая система очистки
Трехступенчатая: вибросито – пескоотделитель – илоотделитель,
вибросито – илоотделитель – турбоциклон; При бурении нефтяных и газовых скважин используется типовая трехступенчатая система очистки, включающая вибросито ВС-1 для грубой очистки, пескоотделитель (ПГ-45, ПГ-90) и илоотделитель.
66) Очистка утяжеленных буровых растворов
Система очистки утяжеленных буровых растворов, включающая вибросита, глиноотделитель, шламовый насос, перемешиватели утяжеленного бурового раствора, циркуляционную емкость с отсеками, трубный канал придонного сообщения циркуляционной емкости с буровыми насосами, трубопроводы низкого и высокого давления с запорно-регулировочной арматурой, выполненные и установленные с возможностью обеспечения подачи утяжеленного бурового раствора из скважины на вибросита, и шламовым насосом из циркуляционной емкости - в глиноотделитель, имеющий линию возвратаобезглиненного утяжеленного бурового раствора в циркуляцию, отличающаяся тем, что она снабжена пескоотделителем, диспергатором, вторым шламовым насосом выполненным с возможностью подачи утяжеленного бурового раствора после вибросит на пескоотделитель, имеющий линию возврата освобожденного от песка утяжеленного бурового раствора во второй отсек циркуляционной емкости, резервуаром с дозатором для хранения и подачи в утяжеленный буровой раствор во втором отсеке циркуляционной емкости реагента-пептиатора глин, при этом диспергатор имеет линию возврата диспергированного утяжеленного бурового раствора в третий отсек циркуляционной емкости и выполнен с возможностью прокачивания утяжеленного бурового раствора по циклу буровые насосы - диспергатор - третий отсек циркуляционной емкости, шламовый насос выполнен с возможностью подачи диспергированного утяжеленного бурового раствора в глиноотделитель, обеспечивающий возврат обезглиненного бурового раствора в циркуляцию.
67) Дегазация промывочных жидкостей.
Газирование промывочной жидкости препятствует ведению нормального процесса бурения, поэтому дегазацию бурового раствора необходимо производить:
1. В результате снижения плотности бурового раствора и уменьшения гидростатического давления в скважине могут возникнуть осыпи, обвалы и проявления пластовой жидкости и газа на пласты;
2. Из-за снижения эффективной гидравлической мощности уменьшается скорость бурения;
3. Возникает опасность взрыва или отравления ядовитыми пластовыми газами (например, сероводородом).
4. Пузырьки газа препятствуют удалению шлама из раствора, поэтому оборудование для очистки работает неэффективно.
Газ в промывочной жидкости может находиться в свободном, жидком и растворенном состояниях. Свободный газ легко удаляется из промывочной жидкости в поверхностной циркуляционной системе путем перемешивания в желобах и емкостях на виброситах. При устойчивом газировании свободный газ из промывочной жидкости удаляют газовым сепаратором. Газовый сепаратор представляет собой герметичный сосуд, оборудованный системой манифольдов, клапанов и приборов. Буровой раствор из скважины поступает по тангенциальному вводу в полость газового сепаратора, где скорость потока резко снижается. Из промывочной жидкости интенсивно выделяется газ, который скапливается в верхней части сепаратора и отводится по трубопроводу на факел.
Дата добавления: 2020-04-25; просмотров: 629; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!