Свойства бурового раствора

Свойства бурового раствора

Свойства бурового раствора имеют решающее значение при бурении.

Раствор, на протяжении всего бурения контролируется специальной службой. В процессе бурения раствор обрабатывается для поддержания заданных свойств.

Если плотность будет меньше заданной, уменьшится вес столба жидкости на забой, в связи с этим возможно ГНВП (газонефтеводопроявление).

Увеличение плотности сверх заданной, увеличит вес столба жидкости на забой, что в свою очередь может привести к разрыву пласта, поглощению раствора.

Вязкость влияет на способность выноса продуктов бурения от забоя.

Фильтрационные свойства влияют на стойкость стенок скважины к обваливанию и на способность бурового раствора впитываться в породу.

• Плотность
• Удельная теплоемкость
• Коэффициент теплопроводности
• Термический коэффициент объемного расширения
• Термический коэффициент давления

• Условная вязкость
• Пластическая вязкость
• Динамическое напряжение сдвига
• Эффективная вязкость
• Статическое напряжение сдвига
• Коэффициент коллоидальности твердой фазы
• Показатель коллоидальности твердой фазы
• Показатель консистенции
• Показатель неньютоновского поведения
• Касательное напряжение сдвига
• Показатель седиментации

• Показатель фильтрации
• Толщина фильтрационной корки

• Удельное электрическое сопротивление
• Нарпяжение электропробоя

• Показатель минерализации
• Водородный показатель
• Щелочность

Плотность – масса единицы объема бурового раствора. Плотность буровых растворов измеряется буровым ареометром и составляет, как правило, от 900 до 2500 кг/м 3 . Единица измерения — кг/м 3 (г/см 3 )

Удельная теплоемкость — количество теплоты, необходимой для нагревания единицы массы бурового раствора на один градус. Единица измерения — Дж/(кг∙°С)

Коэффициент теплопроводности – удельный тепловой поток, направленный по нормали к изотермической поверхности при градиенте температур, равном 1° на 1 м длины вдоль теплового потока.

Термический коэффициент объемного расширения — величина, характеризующая изменение объема бурового раствора с изменением температуры при постоянном внешнем давлении и определяемая относительным изменением объема при нагревании на 1К, отнесенного к объему бурового раствора при данной температуре.

Термический коэффициент давления — величина, характеризующая изменения давления постоянного объема бурового раствора при изменении температуры, определяемая относительным изменением давления в системе при нагревании на 1К, отнесенного к давлению при данной температуре.

Условная вязкость — величина, косвенно характеризующая гидравлическое сопротивление течению, определяемая временем истечения заданного объема бурового раствора через вертикальную трубку. Единица измерения – с

Пластическая вязкость — величина, характеризующая темп роста касательных напряжений сдвига, при увеличении скорости сдвига, когда зависимость касательного напряжения сдвига от градиента скорости сдвига представлена в виде прямой (не проходящей через начало координат), определяемая углом наклона этой прямой. Единица измерения — Па∙с

Динамическое напряжение сдвига — величина, косвенно характеризующая прочностное сопротивление бурового раствора течению, определяемая отрезком на оси касательного напряжения сдвига, отсекаемым прямой, отображающей зависимость касательной напряжения сдвига от градиента скорости сдвига при течении бурового раствора. Единица измерения — Па

Эффективная вязкость — величина, косвенно характеризующая вязкость бурового раствора, определяемая отношением касательного напряжения сдвига к соответствующему градиенту скорости сдвига. Один из наиболее важных показателей, характеризующий сумму вязкостного и прочностного сопротивлений течению бурового (цементного) раствора. Единица измерения – Па∙с

Статическое напряжение сдвига — величина, характеризующая прочностное сопротивление бурового раствора, находящегося в покое заданное время. Также можно описать, как касательное напряжение сдвига, соответствующее началу разрушения структуры бурового раствора, находящегося в покое определенное время. Единица измерения – Па

Коэффициент коллоидальности твердой фазы — величина, равная отношению показателя коллоидальности дисперсной фазы бурового раствора к показателю коллоидальности эталонной дисперсной фазы бурового раствора.

Показатель коллоидальности твердой фазы — величина, косвенно характеризующая физико-химическую активность дисперсной фазы бурового раствора, определяемая количеством вещества, адсорбированного единицей массы дисперсной фазы.

Показатель консистенции — коэффициент степенной функции, отображающей зависимость касательного напряжения сдвига от градиента скорости сдвига в выбранном интервале скоростей при течении бурового раствора. Единица измерения – Па

Показатель неньютоновского поведения — показатель степени функции, отображающей зависимость касательного напряжения сдвига от градиента скорости сдвига при течении бурового раствора.

Касательное напряжение сдвига — величина, характеризующая сопротивление бурового раствора сдвигу, определяемая силой, вызывающей этот сдвиг и приложенной к единице поверхности сдвига. Единица измерения – Па

Показатель седиментации — величина, косвенно характеризующая стабильность бурового раствора и определяемая количеством дисперсной фазы, отделившейся от определенного объема бурового раствора в результате гравитационного разделения компонентов за определенное время.

Показатель фильтрации — величина, косвенно характеризующая способность бурового раствора отфильтровываться через стенки ствола скважины, определяемая количеством дисперсионной среды, отфильтрованной через проницаемую перегородку ограниченной площади под действием определенного перепада давления за определенное время. Единица измерения – см 3

Толщина фильтрационной корки — величина, косвенно характеризующая способность бурового раствора к образованию временной крепи на стенках скважины, определяемая толщиной слоя дисперсной фазы, отложившейся на ограниченной поверхности проницаемой перегородки под действием определенного перепада давления за определенное время. Единица измерения – мм

Удельное электрическое сопротивление — сопротивление бурового раствора проходящему через него электрическому току. Единица измерения – Ом

Нарпяжение электропробоя — величина, косвенно характеризующая стабильность пробоя буровых растворов на углеводородной основе, определяемая разностью потенциалов в момент разряда тока между расположенными на определенном расстоянии электродами, погруженными в буровой раствор. Единица измерения – В

Показатель минерализации — величина, косвенно характеризующая содержание водорастворимых солей в буровом растворе, условно определяемая эквивалентным содержанием солей хлористого натрия.

Водородный показатель — величина, характеризующая активность или концентрацию ионов водорода в буровом растворе, равная отрицательному десятичному логарифму активности или концентрации ионов водорода

Щелочность — объединенная способность основания, измеряемая максимальным количеством эквивалентов кислоты, с которой оно вступает в реакцию и образует соль. В анализах воды она представляет карбонаты, бикарбонаты, гидроокислы, а иногда силикаты и фосфаты в воде. Определяется титрованием со стандартной кислотой до определенных точек.

Бурение грунтовых зондов, установка энергетических колодцев

ВЛИЯНИЕ ТЕМПЕРАТУРЫ НА РЕОЛОГИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ЦЕМЕНТНОГО РАСТВОРА

Высококонцентрированные дисперсные системы имеют большое рас­пространение в природе и народном хозяйстве. В отраслях промышлен­ности, связанных с разведкой и эксплуатацией месторождений полезных ископаемых, широкое применение находят системы цемент — вода, от рео­логических показателей которых зависит успешное проведение целого ря­дя технологических операций, определяющих надежность и. качество строительства скважин. Под реологическими характеристиками понима­ются динамическое напряжение сдвига и пластическая вязкость, которые положены в основу гидравлических расчетов течения цементных суспен­зий, подчиняющихся модели Шведова — Бингама. Однако реологические показатели как в теоретическом, так и в экспериментальном плане изу­чены недостаточно. В основном это связано с большой трудоемкостью и длительностью эксперимента, а также с разнообразием составов и физи­ко-химической нестабильностью цементных суспензий. Современное со­стояние вопроса, а также практические приложения результатов доста­точно полно освещены в работе [64]. В настоящем разделе излагаются новые исследования [51].

Цель исследований заключалась в экспериментальном изучении рео­логических свойств дисперсной системы цемент — вода в зависимости от температуры. Объемная концентрация твердой фазы, представляющая собой отношение объема цемента к объему суспензии, принималась рав­ной 0,39 (водоцементный фактор 0,5), поскольку системы такой концен­трации обычно применяют на практике. Для приготовления суспензии плотностью 1820 кг/м3 использовался цемент марки 600 (тампонажный цемент) Здолбуновского завода. Химический состав цемента, %: СаО 61, SiC>2 23,8, АЬОз 5,2, РегОз 3,7, SO3 2,3, MgO 0,9, К2О 0,43, ЫагО 0,26, потери при прокаливании 2,4. Химический состав определен экспериментально. Удельная поверхность цементного порошка, определенная способом воз­духопроницаемости, составляла 270 м2/кг. Плотность цемента 3150 кг/м3.

Перемешивание суспензии производили при 20°С лопастной мешалкой со скоростью 6 с-1 в течение 1800 с. После приготовления систему залива­ли в измерительный стакан, где термостатировали в течение 300 с с пере­мешиванием 2 с-1. Использовали ротационный вискозиметр ВСН-3. С целью исключения расслоения системы продолжительность одного опыта ограничили периодом времени около 60 с. Для получения каждой точки готовилась свежая порция суспензии.

Статистической обработкой экспериментальных данных, которые пред­ставлены в работе [51], получены расчетные соотношения для определе­ния средних значений пластической вязкости г] и динамического напря­жения сдвига то системы цемент — вода в зависимости от вязкости воды rj:

Л = 0,0475+47,5f)-exp(2,953—1,44-104т0; (5.1)

т0 = (0,151—637if)/(0,085—25л). (5.2)

Характер изменения реологических показателей своеобразен: по мере снижения вязкости воды отмечается тенденция к уменьшению вязкости и по­вышению динамического напряжения сдвига дисперсной системы, которая вначале подчиняется линейному закону. Однако при вязкости воды, соответ­ствующей 45°С, скорость изменения реологических показателей резко, а затем и лавинообразно увеличивается. Учитывая лиофильность и высо­кую степень дисперсности цементных частиц, естественно принять, что отмеченная выше особенность изменения реологических показателей во многом определяется характером взаимодействия на разделе фаз, и в частности толщиной граничного слоя воды. В этой связи представляет интерес вычисление толщины слоя воды с особой структурой по методике, изложенной в работе [Кулезнев В. Н., 1980 г.]. В работе [51] представ­лены результаты теоретического расчета вязкости дисперсной системы, полученные из уравнения Муни (см. гл. 1):

где ф — концентрация твердой фазы в дисперсной системе; k — коэффи­циент Эйнштейна, равный 2,5 для частиц сферической формы; S — коэф­фициент, учитывающий структуру цементных частиц.

Коэффициент S, который можно представить в виде отношения S = = 1 /ф, был определен экспериментально. Здесь <р — реальный коэффици­ент предельной упаковки. Численное значение ф было определено по объе­му пустот между частицами, который остается после встряхивания сухого цемента. Методика изложена в гл. 1. Коэффициент ср составил 0,53, а соответствующее значение S = 1,87.

Выражение (5.3) рекомендовано для дисперсных систем, в которых частицы твердой фазы не взаимодействуют друг с другом. Для проверки справедливости (5.3) экспериментально изучены реологические свойства дисперсной системы цемент — этиловый спирт с концентрацией твердой фазы 0,39, соответствующей концентрации цемент — вода. Из представ­ленных в работе [51] результатов следует удовлетворительное совпаде­ние расчетных и экспериментальных данных.

Толщину граничного слоя воды А на частице радиуса г можно опреде­лить из выражения [Кулезнев В. Н., 1980 г.]

где фо — кажущаяся концентрация частиц цемента в системе, различие которой с фактической концентрацией ф принимаем зависящим от толщи­ны граничных слоев воды.

Преобразуя выражение (5.3) относительно ф и подставляя в правую часть равенства экспериментальные результаты вязкости суспензии, полу­чаем численные значения фо. В интервале 0—20°С, который не был иссле­дован экспериментально, вязкость суспензии определяли экстраполирова­нием формулы (5.1).

Полученные из выражения (5.4) результаты представлены в работе [51], откуда следует, что отношение h/r по мере повышения темпера­туры увеличивается до максимального значения, а затем резко падает до нуля. Такой характер изменения толщины граничного слоя воды мож­но объяснить следующим образом. Во-первых, хорошо известно, что при пониженных температурах взаимодействие цемента с водой (гидрата­ция) проявляется достаточно слабо. Другими словами, поверхность це­ментных зерен при низких температурах можно представить как менее гидрофильную. Соответственно этому граничный слой воды имеет мень­шую толщину. По мере повышения температуры взаимодействие цемента с водой усиливается. Однако параллельно протекает процесс термическо­го разрушения граничных слоев воды, который приводит к постепенному уменьшению скорости роста h/r и завершается вблизи температуры 65°С. Этот результат хорошо согласуется с данными обзора [Чураев Н. В., 1983 г.], в котором также отмечается завершение теплового разрушения особой структуры воды в тонких порах примерно при 65°С.

Используя полученные результаты, можно оценить абсолютное значе­ние толщины граничных слоев воды с особой структурой на поверхности цементных зерен. Заметим, что ответственными за отличие вязкости це­ментной суспензии в ранние сроки гидратации от вязкости системы це­мент — этиловый спирт [51] в основном являются мелкие частицы с ра­диусом 0,05—0,5 мкм. Для цементных частиц такого размера максималь-

uoe значение толщины граничных слоев воды будет находиться в преде­лах 13—130 А, что соответствует значениям для гидрофильных, хорошо смачиваемых поверхностей. ■

В работе [51] представлена также величина (сро/0,39—1), значения ко­торой указывают на небольшое превышение кажущегося объема твердой фазы над фактическим. Несмотря на это, наличие граничных слоев воды оказывает существенное влияние на реологические показатели суспензии цемент — вода.

Формулой (5.2) представлены данные измерения динамического напряжения сдвига дисперсной системы цемент — вода. Результаты формулы (5.2) показывают, что по мере снижения вязкости воды (увеличения температуры) значение то закономерно возрастает, что связано с усилением молекулярного взаимодействия частиц цемента между собой. Напротив, при увеличении вязкости воды (сни­жении температуры) то монотонно снижается, что объясняется уменьше­нием степени взаимодействия цементных частиц. Характер изменения ди­намического напряжения сдвига системы цемент — этиловый спирт ясно указывает на отсутствие взаимодействия частиц цемента между собой [51]. При этом численные значения то удовлетворительно соответствуют зна­чениям динамического напряжения сдвига системы цемент — вода при по­ниженных температурах, когда молекулярное взаимодействие частиц цемента постепенно ослабляется.

На практике движение цементных суспензий происходит при различ­ных температурах, поэтому для повышения точности и достоверности расчетов необходимы сведения о температурной зависимости реологи­ческих показателей. Статистической обработкой экспериментальных дан­ных, отражаемых формулами (5.1) и (5.2), получены соотношения для определения средних значений пластической вязкости и динамического напряжения сдвига

л = 0,47—1,27- 10“3Г; (5.5)

Зависимости (5.5) и (5.6) имеют простую форму и будут полезны при выполнении практических расчетов.

Добавка к цементным растворам (цемент Стерлитамакского завода) при температуре 20—25°С неорганических солей А1С1з и СаСЬ вызывает рост пластической вязкости т) и динамического напряжения сдвига т<>. При этом с увеличением концентрации ускорителей значения rj и то все более возрастают. Такая же картина отмечается при введении в жидкость затво­рения соли NaCl, но пока концентрация ее в растворе не достигнет опре­деленного значения, зависящего от температуры. Например, при темпера­туре 20°С динамическое напряжение сдвига увеличивается до концентра­ции NaCl, равной 4%. Пластическая вязкость принимает максимальное значение при концентрации NaCl 7%. В дальнейшем значения т) и то сни­жаются. Экспериментально определено, что предельные концентрации хлористого натрия, соответствующие максимальным величинам реологи-

Динамическое напряжение сдвига цементного раствора

ISSN 0130-3872

Научно-технический журнал

Издается с 1993 г.

Апрель 2016 г. № 4 Выходит 12 раз в год

ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ БУРЕНИЯ

ОБОРУДОВАНИЕ И ИНСТРУМЕНТ

БУРОВЫЕ РАСТВОРЫ

ЗАКАНЧИВАНИЕ СКВАЖИН

ЮБИЛЕЙНЫЕ ДАТЫ

Информационные сведения о статьях (стр. 45-49)

ИНФОРМАЦИОННЫЕ СВЕДЕНИЯ О СТАТЬЯХ

О ВЫБОРЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ РЕШЕНИЙ ДЛЯ БУРЕНИЯ

НАКЛОННЫХ УЧАСТКОВ СКВАЖИН (с. 4)

Михаил Андреевич Мыслюк, д-р техн. наук, профессор,

Руслан Николаевич Долык, аспирант

Ивано-Франковский национальный технический университет нефти и газа

76018, Украина, г. Ивано-Франковск, ул. Карпатская, 15,

тел.: (0342) 727162,

e — mail : mmyslyuk @ ukr . net , pambyr 4 uk @ bigmir . net

Сформулирована общая задача выбора технологических решений для бурения наклонных участков скважин. В качестве критериев оптимальности предложены стоимость и время бурения наклонных участков ствола скважин. Обоснована декомпозиция общей задачи в виде последовательности частных задач принятия технологических решений с использованием локальных критериев оптимальности и систем ограничений.

На примере анализа промысловых данных проиллюстрированы фрагменты задачи выбора технологических решений для бурения наклонных участков стволов скважин на Мелеховском ГКМ. С учетом информационной неопределенности предложены варианты многоопорных КНБК, имеющих низкие показатели рисков из условий стабилизации и качества стволов скважин, динамической устойчивости низа бурильной колонны.

Ключевые слова: динамические характеристики; интенсивность искривления; качество ствола скважины; КНБК; критерий выбора; статические характеристики; система ограничений.

УДК 624.154:627+621.644.075(204.1)

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ ВОЗВЕДЕНИЯ СВАЙНОГО ФУНДАМЕНТА

ГИДРОТЕХНИЧЕСКОГО СООРУЖЕНИЯ В ПРИБРЕЖНОЙ ЗОНЕ ПРИ СТРОИТЕЛЬСТВЕ

УЧАСТКА ПОДВОДНОГО ТРУБОПРОВОДА БЕСТРАНШЕЙНЫМИ МЕТОДАМИ (с. 13)

Инесса Александровна Томарева, канд. техн. наук, доцент,

Асвар Микдадович Ахмедов, инженер

Волгоградский государственный архитектурно-строительный университет

400074, Россия, г. Волгоград, ул. Академическая, 1,

тел : 8 (8442) 96-99-73,

Дмитрий Юрьевич Землянушнов, канд. техн. наук, доцент

Национальный исследовательский Московский государственный строительный университет

129337, Россия, г. Москва, Ярославское шоссе, 26,

тел .: 8 (499) 183-32-29,

Усовершенствована технология возведения свайного фундамента гидротехнических сооружений в акватории водного объекта. Предложенная авторами технология рассмотрена на примере возведения приемной шахты при строительстве участка подводного трубопровода в прибрежной зоне методом микротоннелирования. При усовершенствовании существующей технологии была предложена конструкция инновационного направляющего устройства для забивки свай, разработана технология забивки свай с самоподъемной платформы. Предложенная технология может быть применена в строительстве.

Ключевые слова: бестраншейные технологии; подводный трубопровод; прибрежная зона; приемная шахта; свайный фундамент.

УДК 622.24.051.55

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ СИСТЕМЫ ГЕРМЕТИЗАЦИИ

ПОДШИПНИКОВЫХ УЗЛОВ ШАРОШЕЧНЫХ ДОЛОТ (с. 16)

Дмитрий Юрьевич Сериков, канд. техн. наук, доцент,

Николай Митрофанович Панин, канд. техн. наук,

Вера Николаевна Агеева, канд. техн. наук

Российский государственный университет нефти и газа имени И.М. Губкина

119991, Россия, г. Москва, Ленинский пр-т, 65,

тел./факс: (915) 372-77-79 (Сериков Д.Ю.),

e — mail : serrico @ rambler . ru

Представлены результаты работы, направленной на совершенствование систем герметизации подшипниковых узлов шарошечных долот. На основе анализа конструкций уплотнительных устройств, а также основных причин, приводящих к нарушению герметизации подшипниковых узлов шарошечного бурильного инструмента в процессе его работы, были разработаны несколько вариантов систем герметизации.

Предложенные конструкции уплотнительных устройств позволяют, с одной стороны, повысить надежность работы систем герметизации подшипников, а с другой – упростить их конструкции по сравнению с существующими серийными аналогами и тем самым снизить стоимость изготовления шарошечного бурильного инструмента.

Ключевые слова: шарошечное долото; подшипниковый узел; уплотнительный элемент.

УДК 622.276.8:621.3.082.78

СОХРАНЯЕМОСТЬ ПАРАМЕТРОВ ПОЛИМЕРНЫХ ПОКРЫТИЙ ТРУБ

ПРИ АТМОСФЕРНОМ ХРАНЕНИИ (с. 20)

Игорь Юрьевич Быков,

Илья Федорович Чупров

ФГБОУ ВПО «Ухтинский государственный технический университет»

169300, Россия, Республика Коми, г. Ухта, ул. Первомайская, 13,

тел.: 8 (8216) 774492, 8 (909) 1206655, 8 (8216) 700273, 8 (912) 1068288,

e — mail : i — bykov @ ugtu . net , chuprov . ilia @ yandex . ru

Алексей Львович Пак

ООО «Газпром трансгаз Ухта»

169300, Россия, Республика Коми, г. Ухта, пр-т Ленина, 39/2,

тел .: 8 (912) 9416815,

В статье изложен анализ типов антикоррозионных полимерных покрытий труб и обоснована актуальность обеспечения сохраняемости параметров полимерных антикоррозионных покрытий для предотвращения коррозии наружной поверхности труб в условиях их атмосферного хранения. Отмечено, что сохраняемость в жизненном цикле полимерных покрытий является ключевым показателем, позволяющим оптимизировать сроки хранения и обновления аварийных запасов труб, что связано с существенной экономией затрат на складирование.

Ключевые слова: коррозия труб; защитные покрытия; атмосферное воздействие; сохраняемость параметров.

УДК 622.244.442.063

ПУТИ СОВЕРШЕНСТВОВАНИЯ МЕТОДОВ КОНТРОЛЯ

СТРУКТУРНО-РЕОЛОГИЧЕСКИХ СВОЙСТВ ТИКСОТРОПНЫХ

ГЛИНИСТЫХ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ (с. 23)

Владимир Ильич Рябченко, д-р техн. наук, профессор, эксперт ООН в Индии, лауреат премии им. И.М. Губкина, научный консультант,

Людмила Сергеевна Пальчикова, канд. техн. наук, руководитель исследований глиноматериалов и буровых растворов

423458, Россия, г. Альметьевск, 8, ул. Кирова, 7, а/я 238,

тел.: 8-918-663-314, +7 964 890 66 69,

e — mail : mail 31 vir @ mail . ru , vvpalc @ list . ru

Статья посвящена повышению эффективности методов контроля показателей свойств глинистых буровых растворов. Возможность выполнять многочисленные функции в бурении обусловлена их тиксотропными свойствами. Однако стандартные методы контроля целенаправленно минимизируют проявление тиксотропии при определении вязкостных показателей раствора, а кинетику его структурообразования в покое ограничивают только двумя точками на кривой, характеризующей этот процесс. Всё это снижает информативность измеряемых показателей, допуская противоречивые выводы.

В работе с учётом современных достижений физико-химической механики и реологии дисперсных систем комплексно освещены и проанализированы: коллоидно-химические свойства глинистых дисперсий, определяющие показатели свойств буровых растворов; этапы развития методов контроля и причины их малоинформативны.

Рассмотрены разные типы современных растворов, имеющих различные тиксотропные и релаксационные характеристики, показаны причины возникновения таких отличий, а также влияние этих особенностей на эффективность процесса бурения. Доказана необходимость совершенствования методов оценки качества глинопорошков.

Предложен новый комплексный метод оценки качества буровых растворов, позволяющий учитывать процессы их структурообразования в динамике и статике, а также условия предыстории в процессе бурения. Рассмотрены причины погрешностей при определении структурно-реологических показателей. Комплекс предложенных показателей может быть определён на стандартно применяемой аппаратуре и служит дополнением к существующим методам контроля.

Ключевые слова: глинистые растворы; реология; тиксотропия; структурообразование; псевдопластичность; реометрия; пластометры; вискозиметры.

УДК 622.245.224

ИССЛЕДОВАНИЕ ВЛИЯНИЯ ТЕМПЕРАТУРЫ НА РЕОЛОГИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА

РАЗЛИЧНЫХ УГЛЕВОДОРОДНЫХ ЖИДКОСТЕЙ (с. 29)

Денис Вячеславович Тирон, аспирант,

Надежда Михайловна Уляшева, канд. техн. наук, профессор, зав. кафедрой,

Татьяна Дмитриевна Ланина, д-р техн. наук, профессор

ФГБОУ ВПО «Ухтинский государственный технический университет»

169300, Россия, Республика Коми, г. Ухта, ул. Первомайская, 13,

e — mail : denistiron @ mail . ru , zav _ bs @ ugtu . net

Известно, что буровые растворы на углеводородной основе обладают существенным недостатком, который проявляется в резком снижении вязкостных характеристик при увеличении температуры. Данная зависимость объясняется двумя факторами – сжимаемостью и нелинейной зависимостью вязкости углеводородной основы от температуры.

В статье, на основании литературных источников и собственных экспериментальных исследований, проведен анализ влияния температуры и концентраций различных асфальтосмолистых веществ на реологическое поведение углеводородных жидкостей, наиболее широко использующихся сервисными компаниями в качестве основы в эмульсионных буровых растворах.

Также подробно описана методика проведения лабораторных исследований углеводородных жидкостей, построены соответствующие графические зависимости. В результате было выявлено, что все асфальтосмолистые вещества повышают реологические свойства базовых углеводородных жидкостей при отрицательных и низких положительных температурах. В наибольшей степени этот процесс отмечается при использовании материала BARABLOK в масле И-5А (в 1,96 раза) и ВМГЗ (в 1,91 раза).

Ключевые слова: буровой раствор на углеводородной основе; минеральное масло; асфальтосмолистые вещества; температура; пластическая вязкость; динамическое напряжение сдвига.

КРЕПЛЕНИЕ СКВАЖИН В ВЫСОКОПРОНИЦАЕМЫХ ГОРНЫХ ПОРОДАХ

И УСЛОВИЯХ СЕРОВОДОРОДНОЙ АГРЕССИИ (с. 34)

Алексей Михайлович Вороник, ст. преподаватель,

Сергей Владиславович Каменских, канд. техн. наук, доцент,

Юрий Леонидович Логачев, канд. техн. наук, доцент,

Надежда Михайловна Уляшева, канд. техн. наук, профессор, зав. кафедрой

ВПО «Ухтинский государственный технический университет»

169300, Россия, Республика Коми, г. Ухта, ул. Первомайская, 9,

тел.: 8 (82147) 77 44 79,

e — mail : kaf _ bs @ ugtu . net

В статье представлены теоретические, промысловые и экспериментальные исследования по повышению качества цементирования скважин в условиях поглощения буровых жидкостей разной интенсивности и сероводородной агрессии. Подробно рассмотрены составы технологических жидкостей, используемых при цементировании скважин. Отработаны составы дисперсно-армированных с расширяющими добавками тампонажных растворов, оптимизированы составы буферных жидкостей с использованием современных добавок, снижающих водо- и газопроницаемость призабойной зоны пласта. Составлены гидравлическая программа цементирования и технологические рекомендации для конкретных условий бурения.

Ключевые слова: высокопроницаемые горные породы; поглощение; сероводородная агрессия; тампонажные и буферные растворы (жидкости); цементный камень.

РЕЗУЛЬТАТЫ ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ ВЛИЯНИЯ ОСНАСТКИ

ОБСАДНЫХ КОЛОНН НА ЗАМЕЩЕНИЕ БУРОВОГО РАСТВОРА ТАМПОНАЖНЫМ

Евгений Васильевич Кожевников, аспирант

Николай Иванович Николаев, д-р техн. наук, профессор,

Александр Викторович Розенцвет,

Национальный минерально-сырьевой университет «Горный»

199106, Россия, г. Санкт-Петербург, 21-я линия, 2,

тел .: +79818396260, +79112437394, +79818018177, +79531656319,

e-mail: kozhevnikov_evg@mail.ru, nikinik@mail.ru, sasharozencvet@mail.ru, lhy091575.163.com

Качество крепления скважин напрямую зависит от степени замещения бурового раствора тампонажным по всему кольцевому пространству, для чего применяют специальные технологические и технические приемы. Однако, в связи с различными скважинными условиями, традиционные методы не всегда позволяют качественно изолировать затрубное пространство скважины. Опыт цементирования показывает, что наиболее сложно осуществить полное вытеснение бурового раствора в скважинах с малыми кольцевыми зазорами и имеющих наклонные и горизонтальные участки.

Авторами разработано опорно-центрирующее и турбулизирующее устройство, результаты экспериментальных исследований эффективности которого представлены в данной статье. Установлено, что применение центраторов-турбулизаторов позволяет повысить степень замещения бурового раствора тампонажным при креплении боковых стволов более чем в 2 раза.

Ключевые слова: цементирование скважин; наклонная скважина; боковой ствол; центратор; турбулизатор; обсадная колонна; качество крепления скважин; ламинарный режим течения.

Катионный буровой раствор

Изобретение относится к буровым растворам на водной основе и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин, преимущественно при бурении неустойчивых глинистых пород. Технический результат — улучшение структурно-реологических показателей раствора: повышение динамического напряжения сдвига и статического напряжения сдвига, снижение пластической вязкости. Буровой раствор включает, мас.%: глинопорошок 2-5,46; полимер хлорида диаллилдиметиламмония Полидадмах 3-5; сульфат алюминия Al₂(SO₄)₃·18H₂O 0,5-6; каустическую соду 0,18-2,16; воду остальное. 1 з.п. ф-лы, 2 табл.

Изобретение относится к буровым растворам на водной основе и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин, преимущественно при бурении неустойчивых глинистых пород.

Из уровня техники известен эмульсионный буровой раствор (патент RU 2213761 С2, С09K 7/06, 10.10.2003), содержащий углеводородную фазу, карбонат кальция, минеральную соль, стабилизатор и минерализованную воду. В качестве стабилизатора раствор содержит крахмал ФИТО-РК, а в качестве минеральной соли — двухлористый магний MgCl₂ и хлористый калий KCl и дополнительно — поверхностно-активное вещество ПАВ комплексного действия ПКД-515 при следующем соотношении ингредиентов, мас.%: углеводородная фаза 10-20, ПАВ комплексного действия ПКД-515 5-7, крахмал ФИТО-РК 3-4, MgCl₂ 5-10, KCl 3-5, карбонат кальция 5-30, минерализованная вода остальное. Известный раствор имеет низкие значения удельного электрического сопротивления, что отрицательно влияет на качество геофизических исследований.

Наиболее близким к предлагаемому является буровой раствор, включающий мас.%: глинопорошок 5-8, ингибитор глин и понизитель фильтрации раствора ВПК-402 7-15 и воду (патент RU 2492208 С2, С09K 8/24, 10.09.2013). К недостаткам известного состава относятся неудовлетворительные структурно-реологические показатели известного раствора.

Техническим результатом, на достижение которого направлено данное изобретение, является устранение указанного недостатка, а именно улучшение структурно-реологических показателей.

Технический результат предлагаемого состава достигается за счет того, что буровой раствор включает воду, глинопорошок и полимер хлорида диаллилдиметиламмония (Полидадмах), в качестве вспомогательного реагента в составе используют структурообразователь на основе сульфата алюминия и каустической соды при следующем соотношении компонентов, мас.%:

При необходимости буровой раствор может утяжеляться баритовым концентратом.

Для приготовления предлагаемого раствора возможно использование глинопорошка различных марок. Оптимальная концентрация глинопорошка зависит от его марки. В предлагаемом буровом растворе может использоваться бентонитовый глинопорошок любой из марок ПБМА, ПБМБ, ПБМВ, ПБМГ, который выпускается в соответствии с ТУ 2164-004-0013836-2006 «Глинопорошок», за исключением модифицированного анионными полимерами. С ухудшением марки глинопорошка концентрация его увеличивается, а с повышением качества концентрация уменьшается. Марка, т.е. сорт глинопорошка, в предлагаемом составе не оказывает существенного влияния на технологические показатели раствора, а характеризует его расход.

Полимер хлорида диаллилдиметиламмония — Полидадмах синтезируют из диметиламина и аллилхлорида. Продукт представляет собой органическое вещество с высокой плотностью катионного заряда, который нейтрализует положительно заряженные коллоидные частицы. Реагент может изготавливаться в виде растворов (FLOQUATTM FL или ВПК-402 35%-й концентрации) или порошков (FLOQUATTM TS от 1,05 до 2, 10% на сухое вещество).

Порошкообразные Полидадмахи имеют насыпную плотность от 0,4 до 0,6. Приблизительная вязкость вещества составляет 15, 50 или 250 сП, в зависимости от серии продуктов. Максимальная рабочая концентрация вещества — 50 г/л. Диапазон температур хранения порошкообразных Полидадмахов FLOQUATTM TS составляет 0-35°С. Время полного растворения в воде при 25°С — 30 дней.

В изобретении может быть использован глинопорошок любой марки. Оптимальная концентрация глинопорошка определяется конкретной его маркой. Так, например, для бентонитового глинопорошка ПМБА достаточна концентрация 2-3%, которая принята как базовая, а для глинопорошка марки ПБМВ концентрация составляет от 3,74% до 5,46%. С ухудшением марки глинопорошка концентрация его в растворе увеличивается, а с повышением качества концентрация уменьшается. Марка, т.е. сорт глинопорошка, в предлагаемом составе, не оказывает существенного влияния на технологические показатели раствора, а характеризует его расход.

Попытки увеличения структурно-реологических показателей раствора добавками глинопорошка в сухом виде и в виде гидратированной пасты неэффективны и практически приводят к росту пластической вязкости, что чревато перерасходом (табл. 1, п. 2, 3).

В предлагаемом растворе в качестве структурообразователя целесообразно использовать гидроокись алюминия, которая образуется при взаимодействии сульфата алюминия с каустической содой. Гидроокись алюминия структурирует данную систему, повышает динамическое напряжение сдвига и статическое напряжение сдвига (СНС), а также снижает пластическую вязкость. Такое структурирование выдерживает воздействие температуры.

Изобретение поясняется таблицами 1 и 2.

В таблице 1 приведены результаты исследований по влиянию структурообразователей: сульфата алюминия и каустической соды, на технологические показатели бурового раствора, образующегося при взаимодействии указанных структурообразователей с раствором глинопорошка и полимер хлорида диаллилдиметиламмония (ВПК-402). Термостатирование производилось в течение 36-40 час при 1200С. В таблицах 1 и 2 приняты следующие сокращения и обозначения:

ПФ — показатель фильтрации;

УВ — условная вязкость;

η_пл — пластическая вязкость;

τ — динамическое напряжения сдвига;

CHC₁ — статистическое напряжение сдвига за 1 минуту;

СНС₁₀ — статистическое напряжение сдвига за 10 минут;

ГБ — глинопорошок ПБМА;

3% ГР — 3%-ный глинистый раствор;

* — имеет место выпадение глинистой фазы;

УВ — условная вязкость;

** — в раствор введено 1% сульфат алюминия и 0,36% NaOH.

Результаты проведенных экспериментов отражены в таблице 1, из которой следует, что при содержании сульфата алюминия и каустической соды менее 0,5% и 0,18% соответственно структурно-реологические показатели до и после термостатирования не улучшаются (табл. 1, п. 4), а показатель фильтрации ПФ уменьшается.

В процессе бурения в глинистых отложениях происходит обогащение раствора глинистой фазой и рост реологических показателей пластической вязкости η_пл и динамического напряжения сдвига τ.

Увеличение содержания сульфата алюминия и каустической соды более 6% и 2,16% соответственно также неэффективно (табл. 1, п. 10), так как приводит к перерасходу данных реагентов без существенного улучшения структурно-реологических показателей раствора.

В результате экспериментов было установлено также, что в некоторых случаях после термостатирования (табл. 1, п. 2, 3, 7, 10) имеет место выпадение глинистой фазы.

Промысловые испытания данного структурообразователя с предлагаемым катионным раствором осуществлялись при бурении скважины №939 Астраханского ГКМ. Из-за высоких ингибирующих и самоочищающихся свойств катионного раствора в процессе углубления наработки раствора не наблюдалось. Для сравнения в среднем объем утилизируемого бурового раствора по «Регламенту по применению буровых растворов при строительстве эксплуатационных скважин на Астраханском ГКМ. ОАО «Газпром»: ООО «Газпром добыча Астрахань»» составляет:

На практике нарабатываемые и утилизируемые объемы буровых растворов превышают регламентированные. На скважине №939 Астраханского ГКМ объем утилизированного раствора составил 300 м 3 .

Усредненные технологические показатели бурового раствора с ВПК-402 до и после ввода сульфата алюминия и каустической соды (рабочий раствор скв. №939 Астраханского ГКМ) приведены в таблице 2.

При необходимости увеличение плотности бурового раствора производится добавками барита в количестве от 5 до 150 масс.ч. на 100 масс.ч. раствора.

Предлагаемый буровой раствор готовят следующим образом. Сначала перемешивают воду с глинопорошком до его распускания, затем в глинистую суспензию добавляют ВПК-402 и далее при интенсивном перемешивании последовательно вводят сульфат алюминия и каустическую соду, и при необходимости добавляют баритовый утяжелитель.

1. Буровой раствор, включающий воду, глинопорошок и Полидадмах, отличающийся тем, что он дополнительно содержит сульфат алюминия и каустическую соду при следующем соотношении компонентов, мас.%:

2. Раствор по п. 1, отличающийся тем, что в качестве утяжелителя используют баритовый концентрат в количестве от 5 до 150 мас.ч. на 100 мас.ч. раствора.