Утяжеленные буровые растворы на водной основе и требования к утяжеляющим материалам

  Главная        Учебники - Техника         Технологические свойства буровых растворов (Михеев В. Л)

 поиск по сайту     

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

содержание   ..  40  41  42  43  44  45  46  47  48  49  50  ..

 

 

Утяжеленные буровые растворы на водной основе и требования к утяжеляющим материалам

К утяжеленным буровым растворам относят глинистые суспензии, содержащие кроме глины, воды и химических реагентов и утяжеляющие компоненты: барит, гематит, магнетит и др.

Необходимость утяжеления глинистых суспензий была вызвана тем, что при бурении глубоких скважин наблюдаются водо-, газо-и нефтепроявлення, выбросы, обвалы и осыпи, сужения ствола скважины и т. д. Эти осложнения в значительной мере связаны с низким гидростатическим противодавлением бурового раствора на стенки скважины.

В настоящее время в нашей стране и за рубежом для утяжеления буровых растворов применяют барит и гематит. Однако гематит высокоабразивен и способен намагничиваться с образованием на бурильной колонне наростов, сужающих затрубное пространство в скважине, вследствие чего его заменяют баритом.

Мировая добыча барита составляет более 3,5 млн. тонн в год. Промышленные запасы природного барита сосредоточены в основном в СССР, США, Канаде, Перу, Греции и Мексике [21 ]. Однако чистый барит добывается в небольших количествах. Добываемый барит содержит, как правило, примеси в виде инородных включений горных пород и солей. В зависимости от степени очистки плотность сухого барита может меняться от 3,8 до 5,3 г/см3.

Критерием утяжеляющей способности барита является его расход на 1 м3 бурового раствора, который обеспечивает максимальную плотность утяжеленной глинистой суспензии.

Ниже приведены некоторые данные об утяжеляющей способности барита в зависимости от его исходной плотности:



Для облегчения расчетов необходимого количества утяжелителя, которое должно быть введено в буровой раствор для повышения его плотности до необходимой, можно пользоваться номограммой, приведенной на рис. 48. На этой номограмме показан пример выбора количества утяжелителя плотностью 4,2 г/см3 для утяжеления исходного бурового раствора плотное ью 1,2 г/см3.

 

Е. Д. Щеткина показала, что гидрофильные и адсорбционные свойства баритовых утяжелителей определяются не столько его природой, сколько содержанием в барите примесей минералов гор­ных пород, водорастворимых солей и других включений. Так, наличие в барите 0,003—0,005% солей двух- и трехвалентного железа резко повышает загустевание утяжеляемых буровых рас­творов, вызывая коагуляционное структурообразование, повыше­ние вязкости и статического напряжения сдвига утяжеленных гли­нистых суспензий. Примерно такой же эффект дают примеси пи­рита, окислов железа, карбонатов, глины и т. д. Наличие в исход­ном барите глинистых компонентов вызывает резкое загустевание утяжеленных буровых растворов и снижение утяжеляющей спо­собности барита. Поэтому содержание глинистых компонентов в барите не должно превышать 1 % [82 ].

Флотационный барит почти всегда содержит небольшое коли­чество флотационных реагентов, чаще всего олеиновой кислоты, вызывающей гидрофобизацию частиц барита и вспенивание буро­вых растворов. Для удаления из барита флотационных реагентов необходимо в заводских условиях проводить термообработку при 300—350° С или тщательный отмыв флотореагентов поверхностно- актнвными веществами. Эти операции значительно повышают качество баритового утяжелителя.

Не менее важное значение имеет тонкость помола или дисперс­ность баритовых утяжелителей. Повышение дисперсности барита даже на 0,05 мкм превращает его из инертного наполнителя в актив­ный компонент, сильно повышающий вязкость и структурно-ме­ханические свойства глинистых суспензий. Одновременно сиижажается и утяжеляющая способность барита.

 

В табл. 21 показано влияние дисперсности барита на его утя­желяющую способность.

 

 

Таблица 21

Барит

Увеличение дисперсности менее 5 мкм, (кратность)

Снижение

плотности

бурового

раствора.

г/см*

Снижение

утяжеляющей

способности.

%

Кутаисский

3,5

2,2—2,02

10,9

Салаирский

5,0

2,2—1,96

11,2

Карагайлинский

3.0

2.26—2,04

11,0

Из табл. 21 видно, что значительное увеличение дисперсности менее 5 мкм в 3 -~5 раз снижает утяжеляющую способность барита более чем на 10%. По этой причине при производстве барита строго регламентируются фракции частиц размером от 5 до 0,05 мкм; в барите недопустимо повышенное содержание глинистого материала.

 

 

Это вызвано тем, что при содержании в барите 2—3% глинистых минералов его утяжеляющая способность снижается примерно на 20—25%. В связи с этим техническими условиями на барит, по­ставляемый для утяжеления растворов, предусматривается тон­кость его помола в пределах от 200 до 0,05 мкм, содержание приме­сей солей >0,3% и глинистых компонентов >1% [72].

В табл. 22 приведена характеристика утяжелителей, применямых в бурении [72].

 

Таблица 22

Утяжелитель

Плотность,

г/см*

Остаток на сите 4900 отв/см1,

%

Растворимые солн, %

Влажность, %

общее

коли­

чество

двух- и полива­лентных катионов

прн

сухом

помо­

ле

при

мокром

помоле

Барит

4,2—4,25

1,5

0,30

0,05

2± 1

12

Гематит

4,2—4,5

5

0,35

0,05

6

14

Магнетит

4,2—4,5

5

0,35

0,05

6

14

Колошниковая пыль

4,4—4,5

10—12

0,35

0,05

6

14


 

Кроме барита в практике утяжеления буровых растворов при­меняют гематит, магнетит, мрамор, молотый известняк, мергель, отходы обогатительных фабрик, доменные шлаки и т. д. Опыт ис­пользования железистых утяжелителей в буровых растворах по­казал, что они сильно изнашивают буровое оборудование, долота, турбобуры, бурильные трубы и т. д. Наличие в железистых утяже­лителях сульфидов железа и других солей приводит к сильному коагуляционному загущению утяжеляемых буровых растворов. Способность к магнитной восприимчивости железистых утяжели­телей вызывает образование на поверхности бурильных труб «на­ростов» магнетита или гематита; в результате в скважине сужается затрубное пространство, на бурильных трубах образуются саль­ники, ухудшаются условия промывки скважины, возникают при­хваты бурильного инструмента, снижается момент, передаваемый долоту, и повышаются силы сопротивления движению инструмента как при подаче его на забой, так и при проведении спуско-подъемных операций после отработки долота.

 

В табл. 23 приведены механические свойства барита и магне­тита.

Таблица 23

Утяжелитель

Твердость по Моосу

Мнкротвердость,

кгс/мм*

Барит

Магнетит

3,0—3,5 5,5—6,5

120—140

500—550

 

 

 

Из табл. 23 видно, что твердость магнетита по Моосу в 1,5— 2 раза выше, чем твердость барита, а микротвердость магнетита в 4 раза выше. Эти характеристики показывают, что магнетитовые утяжелители обладают повышенной микротвердостью, а следовательно, и большей абразивностью, чем барит.

 

Повышенную абразивность гематита и магнетита по сравнению с баритом С. Г. Бабаев и А. И. Зильберман объясняют особенностью кристаллического строения и повышенными механическими свойствами. Обладая резко выраженной ребристой поверхностью, высокой микротвердостью и острогранной формой частиц, железистые утяжелители создают повышенный эффект микрорезания металла. Этот эффект возрастает по мере увеличения крупности частиц железистых утяжелителей и удельного давления между трущимися поверхностями.

Э. Г. Кистер и Р. С. Лернер показали, что при одном и том же содержании барита и магнетита в буровом растворе контактный усталостный износ сталей в случае железистого утяжелителя возрастает в 6 раз. Коэффициент трения при этом может возрастать от 0,2 до 0,8 по мере увеличения удельного давления [42 ]. Эти данные убедительно показывают необходимость использования барита для утяжеления буровых растворов. По опыту Азнефтеразведки известно, что переход на утяжеление буровых растворов баритом позволил снизить аварийное время в бурении на 12% и сократить затраты времени на ремонтные работы, связанные с износом бурового оборудования, на 30%. Одновременно стоимость 1 м бурения снижена на 12 руб. 70 коп.

При использовании для утяжеления буровых растворов барита высокого качества (I и II сорта) значительно снижаются износ наземного и подземного бурового оборудования, затраты химических реагентов на обработку буровых растворов, улучшаются свойства и технические показатели бурения в южных районах страны, где бурение ведется с промывкой утяжеленными буровыми растворами.

Технологическая необходимость утяжеления буровых растворов баритом вызвана тем, что кроме создания противодавления на стенки неустойчивых пород, водоносные и газонефтеносные пласты часто возникают ситуации, когда требуется промывать скважину растворами повышенной плотности. Такая необходимость возникает при разбуривании проницаемых пластов с аномально высокими давлениями (АВПД) или глин с высоким поровым давлением, а также когда следует создать противодавление на стенки скважины, сложенные увлажненными глинами, склонными к пластическому течению, обвалам и осыпям. Специалисты США считают, что если газонефтяной пласт можно бурить с промывкой раствором плотностью 1,2 г/см3, то его следует относить к категории с нормальным пластовым давлением. Если же требуется увеличить плотность бурового раствора до 1,44—1,50 r/см3, то такой пласт относят к категории пластов с аномально высоким давлением.

Принято считать, что наибольшее аномальное пластовое давление не должно превышать величины горного давления над кровлей продуктивного пласта. Однако в практике бурения известны случаи, когда были вскрыты пласты с аномально высоким давлением, в 1,5 раза превышающим горное давление вышележащих пород. Особенно сложны по технологии промывки такие условия бурения скважин, когда в разбуриваемом разрезе чередуются пласты с нормальным, низким и аномально высоким пластовыми давлениями. При разбуривании такого разреза требуется часто менять плотность бурового раствора; чаще всего приходится спускать обсадные колонны для разобщения этих пластов.

В настоящее время для повышения плотности бурового раствора до 1,5—2,3 r/см3 желательно использовать барит, хотя для этих целей могут быть применены и другие утяжеляющие материалы. Поэтому в зонах АВПД, как правило, бурят с промывкой утяжеленным буровым раствором. При этом особенно важно выбрать оптимальную плотность раствора, которая позволила бы предупредить нарушение стенок, не допустить поглощения или поступления пластовых флюидов в ствол бурящейся скважины.

 

В разведочном бурении для утяжеления буровых растворов часто используют местные материалы: известняк, мел, мраморную пыль, тяжелые карьерные глины. Однако эти материалы имеют сравнительно низкую плотность (2,6—2,8 г/см3). Тяжелые комовые глины плотностью 2,8 г/см3 позволяют утяжелить глинистый раствор до 1,4 г/см3. Доведение плотности бурового раствора до 1,5 г/см3 добавками комовых глин приводит к сильному загустева-нию бурового раствора часто до нетекучей консистенции. К тому же чрезмерное повышение твердой фазы в буровом растворе снижает механические показатели бурения.

Известняк и мел позволяют утяжелить буровые растворы до плотности 1,7 г/см3. При этом мел или известняк должен быть измельчены до фракций размером 0,01 мм. Такие материалы рационально применять только при необходимости незначительного утяжеления буровых растворов —до 1,5 г/см3. Повышение плотности утяжеленного раствора до 1,7 г/см3 требует больших расходов мела. Применение известняка и мела технологически оправдано при вскрытии продуктивных пластов, когда меловой утяжеляющий компонент перед освоением можно удалить из пласта кислотной обработкой.

При разбуривании пластов с аномально высоким пластовым давлением, в которых градиенты давления могут достигать 0,23 кгс/см2/м, требуется утяжелять буровые растворы до плотности 2,3—2,5 г/см3. Растворы такой плотности можно получить только при утяжелении баритом, обработанным специальными реагентами—понизителями вязкости, ингибирующими добавками, способствующими понижению чувствительности раствора к содержанию твердой фазы.

При использовании утяжеленных буровых растворов плотностью 2,3 г/см3 можно бурить скважины глубиной до 6000 м. Однако при бурении более глубоких скважин (700—10 000 м) потребуются новые виды утяжелителей, обладающих повышенной утяжеляющей способностью. В США для этих целей применяют измельченный галенит, позволяющий утяжелять буровые растворы до плотности 6,0 г/см3. Однако эти работы пока еще не вышли за рамки лабораторных исследований. Ряд технических и технологических трудностей в измельчении галенита, дефицит исходного сырья сдерживают его промышленное применение в глубоком бурении.

Наряду с поиском новых утяжеляющих материалов необходимо продолжать работы по улучшению качества применяемых

баритовых утяжелителей. Следует улучшить качество баритовых утяжелителей, тонкость их помола, расфасовку, доставку и хране ние на буровых. Необходимо, чтобы плотность барита, поставляемого буровым предприятием, была не менее 4,25—4,15 r/см3, содержание сернокислого бария составляло 90—93%, а примесей породы не превышало 1—3%. Общее содержание водорастворимых солей не должно превышать 0,2—0,3%. Для понижения абразивности баритовых утяжелителей следует снизить содержание в нем пирита до 0,1—0,5%. Тонкость помола утяжелителей баритового типа (по остатку на сите с размером ячеек 0,09 мм) не должна превышать 1—2%.

Одной из важных характеристик баритового утяжелителя является содержание в нем тонких фракций менее 5 мкм, которое не должно превышать 5—15%. Барит указанного качества позволяет утяжелять буровые растворы до 2,1—2,3 г/см3. Перевод буровых предприятий на использование качественного барита для утяжеления буровых растворов позволит сократить его расход и улучшить технические показатели бурения.