БУРОВЫХ РАСТВОРОВ

10.1. Глинопорошки

С целью ускорения приготовления буровых растворов используют глины в виде глинопорошков.

Глинопорошок представляет собой высушенную и измельченную природную ( или с добавкой химических реагентов ) глину. Для приготовления буровых растворов применяют глинопорошки из бентонитовых, палыгорскитовых и гидрослюдистых глин. В процессе производства возможно повышение качества глинопорошков путем обработки глин различными реагентами во время помола. Улучшение качества бентонитовых глинопорошков, например, получают при введении Na₂CO₃ и акриловых полимеров- экстендеров ( ПАА, М-14, метас).

Эффект модификации выражается в повышении вязкости глинистой суспензии за счет дополнительного диспергирования глины, увеличения объема связанной воды и вязкости дисперсионной среды и усиления гелеобразования. Добавки Na₂CO₃ необходимы для перевода бентонита в Na-форму, которая лучше диспергируется в воде, вследствие чего увеличиваются активная поверхность бентонита и количество адсорбированного полимера, качественно изменяющее характер взаимодействия между контактирующими частицами. Такая обработка позволяет повысить выход раствора из бентонита с 10 до 18-20 м³/т и более.

Стандартом АРI регламентируются следующие требования к качеству глинопорошков:

- Показание вискозиметра ФАНН

при 600 об/мин., не ниже                                         30

(22,5 г глинопорошка в 350 мл дистиллированной

воды) это соответствует выходу раствора, не ниже 16 м³/т

- Предельное напряжение сдвига, не более

3-х пластических вязкостей                                         147 дПа

- Показатель фильтрации при перепаде давления

7 атм, не более                                                               15,0 см³

( что соответствует ~ 6 см³ по ВМ-6)

- Мокрый ситовой остаток на сите ( 200 меш.),

не более                                                                           4 %

- Содержание влаги, не более                                       10 %

Требования отечественных стандартов значительно либеральнее, что, естественно, объясняется отсутствием на территории РФ месторождений монтмориломитовых глин высокого качества. Более того, имевшиеся ранее на территории СССР, Махарадзовское ( Грузия), Иджеванское (Армения), Черкасское (Украина) залежи глин, которые и по отечественным стандартам не относятся к первосортным, ныне находятся за пределами России. Соответственно, лишенные качественного сырья российский заводы не в состоянии выпускать глинопорошки мирового уровня, что естественно сказывается негативным образом на качество буровых растворов и расходе реагентов, потребных для придания таковым необходимых свойств.

НПО “Бурение” в 1996 году разработана технология производства высококачественного бентонитового глинопорошка из отечественного сырья, успешно опробованная на Ильском заводе “Утяжелитель”. Однако, и до настоящего времени, не удалось изменить существующую в нефтяных компаниях тенденцию закупать низкосортные, но несколько более дешевые материалы, отражающую в общем-то существенное ухудшение технологического контроля и общего технологического уровня в отрасли. Практика закупок материалов, оборудования, комплектующих, приборов и т. п. за последние 10 лет показала, что Хьюстоновские горизонты практически полностью перекрыли отечественные перспективы, что в конечном счете ведет не к удешевлению, а к существенному подорожанию продукции и зависимости от импорта.

Палыгорскитовые глинопорошки, предназначенные для приготовления и регулирования структурно- механических свойств минерализованных растворов, рационально использовать в районах, где отсутствует пресная вода. В то же время следует помнить, что для палыгорскита ( аттапульгита ) характерна замедленная пептизация. Форсирование ее механическим диспергированием приводит к повреждению волокон. Отсюда необходимость предварительной гидратации в емкости.

10.2. Утяжелители

При бурении скважин непременным условием предупреждения газо,-нефте- и водопроявлений, обвалов стенок скважины и связанных с ними осложнений является регулирование гидростатического давления столба бурового раствора в зависимости от давления вскрываемых нефтегазовых и водоносных пластов и порового давления глинистых пород. Один из методов регулирования гидростатического давления столба раствора - изменение плотности последнего.

Буровые растворы, приготовленные на основе бентонитовых глин, имеют плотность 1,05-1,08 г/см³. Глины других типов ( каолинитовые и гидрослюдистые) в зависимости от их качества позволяют получать растворы плотностью 1,18-1,3 г/см³, а при соответствующей химической обработке - до 1,4-1,45 г/см³. Когда необходим раствор с большей плотностью, используют добавки тонко размолотых порошков инертных тяжелых минералов- утяжелителей. Как показал опыт, даже при небольшом утяжелении выгоднее добавлять немного утяжелителя высокой плотности, чем большое количество низкосортного утяжелителя малой плотности или малоколлоидные глины, которые приводят к высокому содержанию твердой фазы в растворе, что отрицательно сказывается на скорости бурения, регулируемости свойств раствора и расходе химических реагентов.

Основной показатель качества любого утяжелителя- утяжеляющая способность, которая характеризуется максимально достижимой плотностью бурового раствора при определенном содержании твердой фазы и сохранении им оптимальных структурно-реологических, фильтрационных и других свойств.

Рекомендуется утяжеляющую способность характеризовать плотностью раствора после введения 300 % утяжелителя ( по массе к объему исходной суспензии). После утяжеления суспензия должна иметь условную вязкость 60 с и Ф=5-6 см³ за 30 мин по ВМ-6. При этом следует использовать определенную постоянную концентрацию одной и той же глины. Утяжеляющая способность материала зависит от его плотности, дисперсности, гидрофильности, химического и минералогического составов.

Плотность утяжелителя - один из наиболее важных показателей, характеризующих его свойства и технологическую эффективность. Утяжелители с более высокой плотностью имеют меньшую объемную концентрацию, а следовательно, получаются меньшие значения вязкости раствора при одной и той же его плотности. Меньшее содержание твердой фазы в буровом растворе способствует улучшению технико-экономических показателей бурения. Чем выше плотность утяжелителя, тем большее его количество можно ввести в раствор без существенного изменения его свойств и тем меньше его расход для получения одной и той же плотности. Особенно резко это проявляется при утяжелении до высоких величин плотности растворов.

Утяжеляющая способность значительно зависит от степени дисперсности утяжелителя. Утяжелители крупного помола вызывают ухудшение седиментационной устойчивости буровых растворов и усиление абразивного износа бурового оборудования. Однако с повышением степени дисперсности увеличивается адсорбционная и структурообразующая способность утяжелителя. Последний превращается в активный компонент, увеличивающий вязкость и структурно- реологические свойства бурового раствора. при разжижении растворов плотность их снижается. Следовательно, очень высокая степень дисперсности приводит к уменьшению утяжеляющей способности материала. поэтому дисперсность утяжелителей регламентируется как по содержанию фракций крупных размеров, так и фракций коллоидных ( 2 мкм ) и близких к ним размеров.

Влияние водорастворимых солей ( ВРС), присутствующих в утяжелителях, на его утяжеляющую способность заключается в том, что при некоторой их концентрации наблюдается коагуляция бурового раствора, выражающаяся в росте показателя фильтрации и резком ухудшении структурно- реологических свойств. Отрицательно влияют ВРС при содержании их в утяжелителе более 0,30-0,35 %, более 0,15 % солей щелочноземельных металлов ( СаСl₂, СаSO₄, MgO₄, MgCl₂) и более 0,003-0,004 % солей двух-и трехвалентного железа.

В зависимости от основы минерала утяжелители из природных руд делятся на несколько видов: карбонатные ( мергель, известняк, доломит, сидерит), баритовые, железистые ( гематит, магнетит, ильменит), свинцовые ( галенит).

Карбонатные утяжелители

Мергель - осадочная горная порода, состоящая из кальцита (40- 60 %) и глинистого материала. Плотность его 2,65 г/см³, применяется он ограниченно.

Известняк - осадочная порода, состоящая главным образом из кальцита и кремнезема. Плотность его 2,7 г/см³.

Доломит Са, Mg(CO₃)₂ - минерал. Плотность его 2,8-2,9 г/см³, твердость по шкале Мооса 3,5-4, применяется ограниченно для повышения плотности раствора.

Сидерит (карбонат железа) FeCO₃ - минерал. Плотность его 3,8-3,9 г/см³, твердость по шкале Мооса 3,5-4.

Поскольку карбонаты растворимы в кислой среде, карбонатные утяжелители рекомендуются для повышения плотности раствора при вскрытии продуктивных пластов. Это дает возможность с помощью кислотных обработок частично устранять вредное влияние кольматации продуктивного пласта твердой фазой бурового раствора.

Баритовые утяжелители

Барит ВаSO₄-  сульфат бария- минерал белого цвета, в чистом виде ( без примесей) имеющий плотность 4,48 г/см³ и твердость по шкале Мооса 3-3,5. В природе в зависимости от количества и характера содержащихся в нем примесей (Sr, Pb,Ra, Fe₂O₃) минерал бывает серого, красного и желтого цветов и имеет плотность 4,3-4,7 г/см³. Барит-наиболее широко используемый утяжелитель для буровых растворов всех типов.

Качество утяжелителей на основе флотационных баритовых концентратов ниже, чем чистого жильного барита или барита, получаемого при гравитационном обогащении чисто баритовых руд. Это связано с тем, что флотационные баритовые концентраты содержат вредные примеси флотореагентов, ухудшающие его смачивание в буровом растворе и вызывающие вспенивание. Высок также в них уровень содержания водорастворимых солей, тонкодисперсных и глинистых фракций. К трудностям использования утяжелителей на основе флотационных баритовых концентратов относится сравнительно легкая гидрофобизация их поверхности анионоактивными ПАВ. Гидрофобизацию барита вызывают сульфонол, используемый для снижения поверхностного натяжения фильтрата растворов и эмульгирования нефти, смазочные добавки на нефтяной основе, пеногасители типа касторового соапстока и другие вещества.

Гидрофобизация утяжелителя обусловливает его нефтесмачиваемость, что приводит к образованию крупных флокул из смоченных нефтью частиц барита и к катастрофическому выпадению утяжелителя из раствора. Наиболее часто интенсивная флокуляция баритовых утяжелителей наблюдается в нефтеэмульсионных растворах, содержащих ПАВ и обработанных лигносульфотами. Нефтесмачиваемость баритовых утяжелителей и, как следствие, их флокуляции зависят от физико-химических свойств нефти, вводимой в буровой раствор. Для уменьшения флокуляции следует применять легкие нефти вязкостью не более 15×10^-4 спз. Это необходимо учитывать и при установке нефтяных ванн в случае прихватов бурильной колонны.

Без больших затрат времени и средств стабильность сфлокулированных нефтеэмульсионных растворов, содержащих анионоактивные ПАВ, можно восстановить комбинированной обработкой раствора гидрофилизирующими реагентами: УЩР, акриловыми полимерами  ( гипан, М-14, метас), КМЦ совместно с дизельным топливом. Для предотвращения нефтесмачиваемости, а следовательно, и флокуляции флотационных баритовых утяжелителей нефтеэмульсионные растворы с анионоактивными ПАВ необходимо перед вводом нефти и ПАВ обработать реагентами, обладающими эффективными гидрофилизирующими свойствами ( УЩР, гипан, М-14, метас, КМЦ, а также полифосфаты - гексаметафосфат, триполифосфат и др.).

Для повышения качества баритового утяжелителя, ослабления или нейтрализации вредного влияния различных примесей флотационные баритовые концентраты при помоле или перед сушкой обрабатывают водными растворами обезвоженных фосфатов- кислого пирофосфата или триполифосфата. Это позволяет гидрофилизировать поверхность частиц барита, нейтрализовать загущающее действие тонкодисперсных фракций утяжелителя и глинистых частиц, связать ионы кальция, вызывающие коагуляцию раствора. При этом повышается общее качество утяжелителя, в связи с чем снижаются его расход, а также затраты времени и средств на утяжеление и обработку раствора.

Обработка утяжелителей обезвоженными фосфатами предложена ВНИИКРнефтью.

Наиболее полно требованиям утяжеления буровых растворов отвечает утяжелитель из концентратов, полученных путем гравитационного обогащения баритовых руд. Утяжелители, полученные измельчением гравитационных концентратов до необходимой дисперсности, имеют ряд преимуществ перед баритом, полученным флотационным методом:

отсутствие флотореагентов на поверхности утяжелителя;

возможность обеспечения оптимального гранулометрического состава в соответствии с требованиями бурения;

отсутствие большого количества коагулирующих солей, возникающих вследствие разложения нетермостойких примесей в процессе интенсивной сушки флотоконцентратов, так как гравитационные концентраты можно сушить при более мягких режимах.

Железистые утяжелители

Гематит Fe₂O₃ -один из главных минералов железных руд вишнево-красного цвета. Плотность его ( без примесей) 5,3 г/см³, твердость по шкале Мооса 5-6. Природные руды с содержанием гематита 54-60 % могут иметь цвет от черного до серо-стального и плотность 4,15-   4,4 г/см³. Гематитовый утяжелитель обладает высокой абразивностью.

Магнетит FeO × Fe₂O₃ - минерал железных руд черного цвета со слабым металлическим блеском. Он представляет собой двойной окисел с содержанием FeO до 31 %, мало отличается от гематита по плотности и твердости. Плотность магнетита 4,9-5,2 г/см³, твердость по шкале Мооса 5,5-6,5. Он обладает сильными магнитными свойствами. Для утяжеления растворов применяются руды, содержащие 53 -55 % магнетита в виде порошка плотностью 4,2-4,35 г/см³. Магнетитовый утяжелитель имеет повышенные абразивные свойства. наличие магнитных свойств приводит к образованию плотных слоев магнетита на поверхности бурильных труб, что создает условия для возникновения прихватов труб. Поэтому применение его в качестве утяжелителя ограничено.

Ильменит FeO × TiO₂ представляет собой двойной окисел железа и титана. Плотность его 4,79 г/см³, твердость по шкале Мооса 5-6. В качестве утяжелителя применяется в исключительных случаях. ( В США рекламировался как утяжелитель для тампонажных растворов ).

Макбар - магнетиво-баритовый утяжелитель, разработанный ВНИИКРнефтью, представляет собой смесь барита и магнетита. Отличается повышенной ( по сравнению с баритом) утяжеляющей способностью, может использоваться в растворах подверженных сероводородной агрессии. Абразивность этого утяжелителя практически не превышает абразивности барита.

Свинцовые утяжелители

Галенит PbS, или свинцовый блеск, - один из основных минералов свинцовых руд. Плотность его 7,4-7,6 г/см³, твердость по шкале Мооса 2-3. галенит рекомендуется применять как утяжелитель для получения растворов высокой плотности ( свыше 2,3 г/см³). При его добавке можно получать буровые растворы плотностью более 3 г/см³.

10.3. Химические реагенты

Химические реагенты применяются для приготовления и обработки буровых растворов с целью придания им необходимых свойств: вязкостных, структурирующих, фильтрационных, ингибирующих, поверхностно-активных и т.п. Ассортимент химических реагентов с каждым годом существенно расширяется, появляются новые продукты, модифицируются уже известные. Пользуясь отсутствием в РФ стандартов на химические реагенты фирмы производители зачастую размещают некорректную рекламу. Поскольку современные реагенты стоят дорого, их следует использовать разумно, обеспечивая максимальную эффективность за счет правильного выбора системы промывки, соблюдения технологии приготовления и обработки раствора, выдерживая требуемые режимные параметры промывки.

Химические реагенты и материалы классифицируются по различным признакам, однако для практических целей наиболее приемлемой является их классификация по назначению.

ХИМИЧЕСКИЕ РЕАГЕНТЫ

Химические реагенты применяются для приготовления и обработки буровых растворов с целью придания им необходимых свойств, для из­менения вязкости, прочности структуры и водоотдачи. Химическая обра­ботка — основное средство регулирования свойств растворов в процессе бурения. За последние 20 лет резко увеличен ассортимент химических реагентов/разработаны новые принципы и методы обработки. Поскольку современные реагенты стоят дорого, их следует использовать разумно и не сводить к нулю эффективность обработки неправильным выбором типа реагента, условии его применения и методов обработки. Кроме того, некоторые химические реагенты представляют опасность для обслужива­ющего персонала.

Поэтому важно, чтобы инженерно-технические работники и буровая бригада были полностью осведомлены о назначении реагента, его фи­зико-химических и технологических свойствах, оптимальных условиях эф­фективного применения, методах контроля за качеством и безопасного обращения с реагентом и могли оказать первую помощь при несчастном случае.