Глава 2. Химические реагенты для приготовления буровых растворов

Содержание

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

Введение

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

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.

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 1000000 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°С, 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°С 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.