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.
Основная характеристика утяжелителя - плотность: чем она выше, тем меньше его расход, тем слабее его ухудшающее влияние на подвижность раствора.
Степень дисперсности утяжелителя называется 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.
С целью разобщения пластов в обсадную колонну закачивают цементный раствор, который вытесняет находящийся в ней буровой раствор, и продавливают в затрубное пространство на расчетную высоту. Процесс транспортирования (закачивания) цементного раствора в затрубное пространство называется 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:
- 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 22оС;
- цемент для «горячих» скважин с температурой испытания – 75оС.
По плотности ТР делят на:
- легкие – до 1,3 г/см3
- облегченные – 1,3 – 1,75 г/см3;
- нормальные – 1,75 -1,95 г/см3;
- утяжеленные – 1,95 -2,20 г/см3;
- тяжелые – больше 20,20 г/см3.
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 тестомназывается смесь цемента с водой. Цемент перед испытанием просеивается через сито 80 мкм.
Водо-цементное отношение – В/Ц – отношение объема воды к весу цемента.
Тесто готовится вручную в сферической чаше в течение 3 минут или на специальных мешалках 5 минут.
1. Растекаемость, см – определяет текучесть (подвижность) цементного раствора.
2. Плотность, г/см3 – отношение массы цементного раствора к его объему.
3. Фильтрация или водоотдача, см3 за 30мин – величина, определяемая объемом жидкости затворения, отфильтрованной за 30 минут при пропускании цементного раствора через бумажный фильтр ограниченной площади под давлением 1 атм.
4. Седиментационная устойчивость цементного раствора – определяется водоотделением, т.е. максимальным количеством воды, способным выделиться из цементного раствора в результате процесса седиментации.
5. Время загустевания (час - мин, начало-конец) – время потери текучести.
6. Сроки схватывания (час - мин, начало-конец) – определят время перехода цементного раствора в твердое состояние цементного камня.
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).
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: это в основном электролиты и такие вяжущие, как гипс и глиноземистый цемент. Самый распространенный – хлористый кальций. Хлористый калий, силикат натрия, хлорид натрия, кальцинированная сода и др.
Замедлители сроков схватывания: используют в растворах для цементирования глубоких и высокотемпературных скважин. Применяют электролиты и органические вещества. Большинство замедлителей - это гидрофобизирующие поверхностно-активные вещества. Лигносульфонаты различных типов: ССБ, КССБ, окзил, ФХЛС и др.; борная кислота, виннокаменная кислота и т.д.
Пластификаторы – применяют для повышения текучести растворов. ССБ, ГКЖ, ПЛС, С-4 и др.
Понизители фильтрации (водоотдачи) – являются стабилизаторами дисперсных систем и поэтому снижают фильтрацию. Бентонитовая глина, ПАА, декстрин, КМЦ, ПВТ-ТР и др.
Пеногасители – НЧК, АКС-20ПГ и др.
Литература
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.