Буровые и тампонажные растворы

Курсовая работа
Содержание скрыть

Рост технологических показателей глубокого бурения на нефть и газ во многом зависит от организации технологии промывки скважин, состава применяемых буровых растворов и их технологических свойств.

технологическими свойствами

Технологические свойства буровых растворов существенно влияют на работоспособность буровых долот, забойных гидравлических и электрических двигателей, бурильных и обсадных труб и другого подземного бурового оборудования.

буровые растворы

Тампонажные растворы

Цементирование скважин — наиболее ответственный этап их строительства. Значение цементировочных работ обуславливается тем, что они являются заключительным процессом, и неудачи при их выполнении могут свести к минимуму успехи предыдущей работы, вплоть до потери скважины. Недоброкачественное цементирование скважин нередко является единственной причиной газопроявлений, грифонообразований и открытых нефтяных и газовых фонтанов. Оно приводит к перетокам нефти и газа в другие пласты, имеющие меньшее давление, обводнению продуктивных горизонтов.

Как показывает практика, качество приготавливаемых и закачиваемых в скважину буровых и тампонажных растворов, успех проводимых операций зависит в первую очередь от умения и знаний обслуживающего персонала.

Знание основ физико-химических процессов, происходящих в растворах, обрабатываемых различными реагентами, воздействия этих реагентов на растворы, стенки скважины и пласты, а также мастерство и умение управлять сложным буровым и цементировочным оборудованием – залог успешного проведения операций.

Часть 1 БУРОВЫЕ РАСТВОРЫ, Технологические функции бурового раствора

Буровой раствор в процессе бурения осуществляет ряд функций, которые тем разнообразнее, чем сложнее процесс бурения: глубже скважина, неустойчивее ее стенки, выше давление газа и нефти в разбуриваемых горизонтах.

Процесс бурения представляет собой совокупность различных операций, определяющих технологию проходки скважины, поэтому функции называются технологическими.

1 Гидродинамические функции

  • в выносе выбуренной породы (шлама) из скважины;
  • в переносе энергии от насосов к забойным двигателям (турбобурам);
  • в размыве породы на забое скважины (гидромониторный эффект);
  • в охлаждении долота в процессе бурения.

2 Гидростатические функции

  • создание гидростатического равновесия в системе ствол скважины — пласт;
  • удержание частиц выбуренной породы и утяжелителя во взвешенном состоянии при прекращении циркуляции бурового раствора;
  • создание гидростатического давления на стенки скважины, сложенные слабосцементированными или пластичными породами;
  • уменьшение нагрузки на талевую систему.

3 Функции, связанные с процессом коркообразования

кольматация

15 стр., 7059 слов

Крепление нефтяных и газовых скважин, приготовление, обработка ...

... стенки, регламентируемой ГОСТ 632-80. Для крепления нефтегазовых скважин используют также стальные трубы, выпускаемые в соответствии со стандартами американского нефтяного ... скважине бурового раствора с рН > 10 недопустима установка кислотных ванн. Легкосплавные бурильные трубы рекомендуется применять при бурении скважин ... освоении и эксплуатации скважины применяют насосно-компрессорные трубы и ...

  • уменьшение проницаемости пористых стенок скважины;
  • сохранение или усиление связности слабосцементированных пород;
  • уменьшение трения бурильных и обсадных труб о стенки скважин.

4 Физико-химические функции

  • сохранение связности пород, образующих стенки скважины;
  • предохранение бурового оборудования от коррозии и абразивного износа;
  • сохранение проницаемости продуктивных горизонтов при их вскрытии;
  • сохранение необходимых характеристик бурового раствора в процессе бурения скважины;
  • улучшение буримости твердых пород.

К прочим функциям бурового раствора относятся:

  • установление геологического разреза скважины (по составу шлама);
  • сохранение теплового режима многолетнемерзлых пород.

Коллоидно-химические свойства буровых растворов

гомогенными

Дисперсной фазой

дисперсностью,

По степени дисперсности системы делятся на высокодисперсные (коллоидные) и грубодисперсные. Размер коллоидных частиц находится в пределах 1х10 -5 — 1х10-8 см.

Из грубодисперсных систем в качестве бурового раствора применяют суспензии, эмульсии и аэрированные жидкости.

Суспензии

Эмульсии

Аэрированной жидкостью

Основные свойства дисперсных систем

поверхностной

явление смачиваемости

гидрофильными

кинетическую

оль»

Коагуляция

Флокуляция –

пептизаторы

Структурообразование

Диспергирование

реологией

Основные параметры буровых растворов

Плотность

Условная вязкость

Статическое напряжение сдвига

Фильтрация

Показатель фильтрации косвенно характеризует способность бурового раствора отфильтровываться через стенки ствола скважины.

Коэффициент трения

Коэффициент вспенивания

Толщина фильтрационной корки

Концентрация водородных ионов, определяемая величиной рН

Материалы для приготовления буровых растворов

кремнезем

Глинистые минералы состоят из мельчайших плоских кристалликов-пластинок, между которыми проникают молекулы воды. Это и есть процесс распускания глины.

натриевыми и кальциевыми

7 стр., 3417 слов

Классификация буровых скважин

... При необходимости пространство между стенками скважины и обсадными трубами заполняется цементным раствором. 2 Классификация буровых скважин Наиболее часто в литературных ... скважин. Глубина такой скважины до 7000 м при конечном диаметре скважины 200-300 мм. [2] Таблица 1 – Классификация скважин на поисковом этапе Тип скважины Назначение и характеристика скважины Характерная конструкция скважины ...

выход глинистого раствора .

органо-минеральное сырье (ОМС)

Химические реагенты для обработки буровых растворов

1 Реагенты–стабилизаторы

Реагенты–стабилизаторы представляют собой высокомолекулярные органические вещества, высокогидрофильные, хорошо растворимые в воде с образованием вязких растворов. Механизм действия заключается в адсорбции на поверхности коллоидных частиц и гидрофилизации последних.

Реагенты-стабилизаторы 1-ой группы используют как понизители фильтрации, 2-ой группы – понизители вязкости (разжижители).

Чем больше молекулярная масса, тем эффективнее реагент. Когда структура молекулы представлена переплетающимися цепочками, реагент является понизителем фильтрации, но вязкость при этом повышается. Глобулярная форма молекулы присуща реагентам второй группы.

Крахмальный реагент

Крахмальный реагент «Фито-РК» —

Лигнопол

Сульфит-спиртовая барда (ССБ

2 Реагент, связывающий двухвалентные катионы

углекислый натрий (кальцинированную соду).

Са SО 4 + Nа2 CO3 = СаСО3 + Nа24

Вместо ионов Са ++ в растворе образуется нерастворимый углекислый кальций.

3 Регуляторы щелочности

По мере увеличения щелочности скорость распускания глины и ОМС сначала возрастает, а затем уменьшается. Большинство применяемых реагентов-стабилизаторов имеют рН 9-13. Суспензия глины имеет рН 7-8. Величина оптимальной щелочности – 9-11.

Едкий натр (гидрат окиси натрия, каустическая сода).

4 Смазочные добавки

В основе смазывающего действия, уменьшающего трение, лежит адсорбционный эффект. Действие реагента как смазывающей добавки зависит от его способности адсорбироваться на металле и сопротивляться выдавливанию при сближении трущихся поверхностей деталей инструмента. Смазки применяют для снижения трения между бурильными трубами и фильтрационной коркой при вращении.

Смазки ЗГВ-205, АКС-303, СК, нефть и др.

5 Пеногасители

Пеногасители относятся к ПАВ. Состоят из двух компонентов — собственно ПАВ и носителя, в котором ПАВ растворено. Носитель -органический растворитель, обладающий высокой подвижностью. Основной принцип механизма пеногашения сводится к тому, что ПАВ обладает высокой адсорбционной способностью. Границей раздела фаз, на которой адсорбируется пеногаситель, является поверхность пузырька, образующего пену, и поверхность коллоидной частицы. Пеногаситель вытесняет реагент-пенообразователь.

Если пена находится на поверхности, она сама быстро разрушается, если она внутри жидкости, только наиболее крупные пузыри способны всплыть, преодолевая прочность структуры. Но при перемешивании пузырьки встречаются в глубине и слабая поверхностная пленка, из которой ПАВ вытеснил пенообразователь, не может противостоять слиянию пузырьков. Они увеличиваются в размерах, всплывают и лопаются.

Вспененный раствор обладает высокими значениями структурно-механических характеристик. Ухудшается работа насосов.

Пеногасители: оксаль(Т-80), сивушное масло (применялось ранее), АКС-20.

6 Утяжелители буровых растворов

Основным средством повышения плотности является применение утяжелителей — измельченных в порошок тяжелых минералов. Однако при их добавке увеличивается содержание твердой фазы, вследствие чего подвижность системы уменьшается, т.е. возрастает вязкость.

9 стр., 4223 слов

Расчет бурового промывочного раствора

... курсовой работы состоит в том, чтобы подобрать параметры, тип бурового раствора и химические реагенты для его обработки, с учётом следующих требований: 1) снижение до минимума отрицательного воздействия бурового раствора на ... буровой раствор, приготовленный из бентонитового глинопорошка, обработанный химическими реагентами. При бурении под кондуктор в Западной Сибири для обработки бурового раствора ...

Основная характеристика утяжелителя — плотность: чем она выше, тем меньше его расход, тем слабее его ухудшающее влияние на подвижность раствора.

тонкостью помола

Утяжелители: мел, доломит, барит, гематит, магнетит

Выбор типа бурового раствора для бурения скважин

Наличие соленосных пород в геологическом разрезе месторождений Беларуси обусловило условное подразделение на части: надсолевую, верхнесоленосную, межсолевую, нижнесоленосную и подсолевую. В зависимости от вскрываемого разреза необходимо использовать несколько типов бурового раствора. Выбор типа раствора является одним из основных элементов технологии проводки скважин. Он определяет номенклатуру реагентов и материалов для его создания и эксплуатации.

Надсоль бурят пресным сапропелевым раствором (при мощности до 800 м), пресным глинистым, обработанным Лигнополом (от 800 до 2000 м) и пресным сапропелевым, обработанным Лигнополом (более 2000 м).

Соленосные комплексы бурят тремя типами растворов:

  • соленасыщенным глинистым, обработанным крахмальным реагентом «Фито-РК»;
  • соленасыщенным сапропелевым, обработанным крахмальным реагентом «Фито-РК»;
  • соленасыщенным глинистым, обработанным Лигнополом.

Межсолевые и подсолевые отложения, являющиеся продуктивными, бурят в основном пресным сапропелевым раствором (в случае перекрытия соленосных отложений колонной) и соленасыщенным, который использовался при бурении основного ствола, если соленосные отложения не перекрывались колонной.

Буровые растворы для вскрытия продуктивных отложений не требуют обработки химическими реагентами.

Часть 2 Тампонажные растворы (ТР)

Для извлечения нефти надо создать долговечный устойчивый канал, соединяющий продуктивный горизонт с резервуарами. Для транспортировки нефти или газа надо разобщить пласты горных пород и закрепить стенки скважины.

При креплении скважин применяются металлические трубы, которые, свинчивая в колонну, спускают в пробуренную скважину на определенную глубину. Эти трубы и колонна называются обсадными.

процессом цементирования скважины.

Тампонажные растворы – это комбинации спецматериалов или составов, используемых для тампонирования. Тампонажные смеси с течением времени могут затвердевать с образованием тампонажного камня или загустевать, упрочняться, оставаясь вязкой или вязко-пластичной системой.

По виду тампонирование делят на:

  • технологическое, выполняемое в процессе сооружения скважины;
  • ликвидационное, проводимое для ликвидации скважины после выполнения целевого назначения.

Функции тампонажного раствора и камня обусловлены целью тампонирования и в зависимости от этого к исходному тампонажному раствору предъявляются различные требования.

Требования к тампонажному раствору

1 Технического характера:

  • хорошая текучесть;
  • способность проникать в любые поры и микротрещины;
  • отсутствие седиментации;
  • хорошая сцепляемость с обсадными трубами и горными породами;
  • восприимчивость к обработке с целью регулирования свойств;
  • отсутствие взаимодействия с тампонируемыми породами и пластовыми водами;
  • устойчивость к размывающему действию подземных вод;
  • стабильность при повышенных температуре и давлении;
  • отсутствие усадки с образованием трещин при твердении.

2 Технологического характера:

9 стр., 4148 слов

Цементирование скважин

... ряда процессов и операций, таких, как: подготовка ствола скважины к цементированию; цементирование затрубного пространства (приготовление и закачка тампонажного раствора в скважину, продавливание цементного раствора в затрубное пространство); ожидание затвердения цемента (ОЗЦ): ...

  • хорошая прокачиваемость буровыми насосами;
  • небольшие сопротивления при движении;
  • малая чувствительность к перемешиванию;
  • возможность комбинирования с другим раствором;
  • хорошая смываемость с технологического оборудования;
  • легкая разбуриваемость камня.

3 Экономического характера:

  • сырье должно быть недефицитным и недорогим;
  • не влиять отрицательно на окружающую среду.

Классификация тампонажных растворов

В зависимости от вяжущей основы ТР делятся:

  • растворы на основе органических веществ (синтетические смолы).

Жидкая основа ТР – вода, реже – углеводородная жидкость.

В зависимости от температуры испытания применяют:

  • цемент для «холодных» скважин с температурой испытания 22 о С;
  • цемент для «горячих» скважин с температурой испытания – 75 о С.

По плотности ТР делят на:

  • легкие – до 1,3 г/см 3
  • облегченные – 1,3 – 1,75 г/см 3 ;
  • нормальные – 1,75 -1,95 г/см 3 ;
  • утяжеленные – 1,95 -2,20 г/см 3 ;
  • тяжелые – больше 20,20 г/см 3 .

По срокам схватывания делят на:

  • быстро схватывающиеся – до 40 мин;
  • ускоренно схватывающиеся – 40 мин- 1час 20 мин;
  • нормально схватывающиеся — 1час 20мин – 2 час;
  • медленно схватывающиеся – больше 2 час.

Основные технологические параметры ТР

Цементным тестом

Водо-цементное отношение

Тесто готовится вручную в сферической чаше в течение 3 минут или на специальных мешалках 5 минут.

Растекаемость, см

Плотность, г/см3

Фильтрация или водоотдача, см3 за 30мин

Седиментационная устойчивость цементного раствора

Время загустевания (час — мин, начало-конец)

Сроки схватывания (час — мин, начало-конец)

Требования к тампонажному камню

1. Достаточная механическая прочность.

2. Непроницаемость для бурового раствора, пластовых вод и газа.

3. Стойкость к коррозионному воздействию пластовых вод.

4. Температурная стойкость.

5. Сохранение объема при твердении и упрочнении.

6. Минимальная экзотермия.

Уровень требований к параметрам зависит от цели тампонирования.

Измеряемые характеристики тампонажного камня:

  • прочность на изгиб и сжатие;
  • проницаемость;
  • коррозионные свойства;
  • объемные изменения при твердении.

Материалы для приготовления тампонажных растворов

  • на неорганической основе : вяжущие- цементы, гипс, известь;
  • на органической основе: синтетические смолы, битумы, латексы;
  • жидкости затворения: пресная вода, минерализованная вода, углеводородные жидкости;
  • добавки, регулирующие плотность растворов, придания им закупоривающих свойств (наполнители), снижения стоимости;
  • материалы для регулирования сроков схватывания и реологических характеристик (реагенты).
    9 стр., 4367 слов

    Тампонажный портландцемент

    ... выпускаются тампонажный и белый портландцементы и портландцемент для производства асбестоцементных изделий. Быстротвердеющий портландцемент. Быстротвердеюший портландцемент ... свете после травления шлифа 1%-ым спиртовым раствором НNO , имеет вид прямоугольных ... гидравлические добавки, максимально увеличивающие плотность бетона. Кислоты также разрушают портландцемент. Проникновение внутрь бетона ...

Утяжелители для тампонажных растворов

Предупреждение осложнений при цементировании достигается регулированием противодавления на пласты, что может быть обеспечено применением тампонажных растворов с увеличенной плотностью. Для этого необходимо повышать плотность дисперсионной среды или твердой фазы. Распространен второй способ, при котором утяжеление достигается:

  • введением утяжелителей;
  • совместным помолом клинкера и утяжеляющих добавок;
  • увеличением окиси железа в портландцементе.

Реагенты для регулирования свойств тампонажных растворов

Ускорители сроков схватывания

Замедлители сроков схватывания

Пластификаторы

Понизители фильтрации (водоотдачи)

Пеногасители

Литература

[Электронный ресурс]//URL: https://drprom.ru/kursovaya/burovyie-rastvoryi/

1.Жуховицкий С.Ю. Промывочные жидкости в бурении — М. : Недра, 1976.

2.Городнов В.Д. Буровые растворы. — М. : Недра, 1985.

3.Булатов А.И., Данюшевский В.С. Тампонажные материалы. – М.: Недра, 1987.

4.Башлык С.М. и др. Лабораторный практикум по основам гидравлики и промывочным жидкостям. — М. : Недра, 1982.