Теоретические основы структурирования промывоч ных жидкостей

Очистные агенты

1.

2.

Министерство образования и науки Российской Федерации

Сибирский федеральный университет

 

В. И. Зварыгин

Очистные агенты Учебное пособие

Красноярск

СФУ

ВВЕДЕНИЕ

Очистные агенты – это жидкие и газообразные вещества, предназначенные для очистки забоя скважины от продуктов разрушения горных пород, образованных в процессе бурения скважин.

Все очистные агенты представляют собой дисперсные системы, состоящие из дисперсной тонкоразмельченной твердой, газообразной или жидкой фазы и дисперсионной среды (средой, в которой распределено дисперсное вещество).

Системы, состоящие из одной дисперсной фазы, называют гомогенными, а из нескольких фаз – гетерогенными. К гомогенным системам можно отнести истинные растворы, к гетерогенным – воздух, коллоиды, суспензии, эмульсии, пены.

Дисперсность – это обратная величина размера частиц а:

D = 1/a.

Дисперсные системы делят на три группы: с газовой Г₂, жидкой Ж₂ и твердой Т₂ дисперсионной средой.. Здесь индекс 2 означает дисперсионную среду, индекс 1 указывает на дисперсную фазу. Системы с газовой дисперсионной средой называют аэрозолями, а с жидкой – лиозолями.

Тонкодисперсные системы с твердой фазой и жидкой дисперсионной средой называют суспензиями.

Дисперсные системы, представленные жидкой дисперсионной средой и газообразной дисперсной фазой, называют аэрированными промывочными жидкостями, а дисперсные системы, в которых дисперсионной средой являются пленки воды, а дисперсной фазой – газ (иногда до 99%), называют пенами.

Дисперсные системы с жидко-дисперсной средой и жидкой дисперсной фазой носят название эмульсий.

Назначение очистных агентов

В процессе бурения скважин очистные агенты выполняют следующие функции:

1) транспортирование разрушенного материала с забоя на поверхность;

2) стабилизацию стенок скважин (кольматация пор и трещин, компенсация пластового давления, предотвращение набухания породы);

3) смазку стенок скважины, бурильной колонны и породоразрушающего инструмента и снижение их износа;

4) охлаждение породоразрушающего инструмента.

В соответствии с указанными функциями промывочные жидкости для бурения в осложненных условиях должны иметь следующие свойства:

1) для выноса шлама, удержания его во взвешенном состоянии, кольматации пор и трещин в стенках скважин - иметь необходимую структуру (статическое напряжение сдвигу) и вязкость;

2) для компенсации пластового давления,предотвращения водопроявлений, водопоглощений и обвалов скважин – регулируемую плотность, соответствующую пластовому давлению;

3) для модификации (упрочнения) неустойчивых горных пород стенок скважин –обладать крепящими свойствами;

4) для снижения трения и износа бурового снаряда,нагревания породоразрушающего инструмента – обладать смазывающими свойствами.

ЧАСТЬ 1

ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ СТРУКТУРИРОВАНИЯ ПРОМЫВОЧ НЫХ ЖИДКОСТЕЙ

Глава 1

СТРУКТУРА ПРОМЫВОЧНЫХ ЖИДКОСТЕЙ

Структура, (от латинского Structura - строение, расположение, порядок)- это совокупность устойчивых связей объекта, обеспечивающих его целостность, т.е. сохранение устойчивых свойств при различных внешних и внутренних изменениях” (Советский энциклопедический словарь. М.: Советская энциклопедия, 1985 г.)

Структурированные промывочные жидкости – это дисперсные системы, в которых в качестве дисперсионной среды выступает вода, а в качестве дисперсной фазы – структурообразователь, способный активно взаимодействовать с молекулами воды и повышать прочность межмолекулярных связей (структуры) воды.

 

Структура воды

Вода в качестве промывочной жидкости находит широкое применение при бурении устойчивых горных пород.

Под структурой воды понимают наличие устойчивых связей атомов в молекуле воды и порядок их соединения.

Вода, как известно - это природное неорганическое соединение, имеющее молекулярное строение, близкое соединениям водорода с галогенами: HI, НСl, HBr, соединениям водорода c серой H₂S, селеном H₂Se, теллуром Н₂Те, азотом NH₃. углеродом СН₄ и т.д. Однако в отличие от воды все перечисленные соединения в атмосферных условиях являются газами, хотя молекулярный вес большинства из них превышает молекулярный вес воды. Вода же является жидкостью. Такая аномалия объясняется наличием связей между молекулами, обусловленных специфическим строением молекул воды.

Молекула воды, состоит из атома кислорода и двух атомов водорода. Атом кислорода на втором энергетическом уровне имеет два подуровня: 2S (орбиталь с двумя электронами 2 S²) и 2Р (с четырьмя электронами: орбиталъ с двумя электронами 2Р² и два неспаренных электрона).

Совместно с электронами двух атомов водорода Н неспаренные электроны кислорода образуют спаренные орбитали (рис. 1.1). Таким образом, образуется ковалентная связь между атомом кислорода и двумя атомами водорода. Длина этой связи 0,96 А.

 

 

Рис. 1.1. Схема строения молекулы воды

Совместно с электронами двух атомов водорода Н неспаренные электроны кислорода образуют спаренные орбитали (рис. 1.1.). Таким образом, образуется ковалентная связь между атомом кислорода и двумя атомами водорода. Длина этой связи 0,96 А.

Энергия связи Н-ОН составляет 493 кДж/молъ.

 

Рис. 1.2. Схема строения молекулы воды

Молекулы воды состоят из гетерогенных атомов, отличающихся энергией связи, а, следовательно, различной электроотрицательностью. В результате большой разности электроотрицательностей кислорода (3,5) и водорода (2,1) как спаренные орбитали, так и орбитали с неподеленными парами подвергаются гибридизации типа ЗР³. Орбитали вытягиваются в сторону образования связей. Молекула воды принимает форму тетраэдра, в двух вершинах которого расположены атомы водорода (рис. 1.2.). Угол между спаренными орбиталями составляет 104,5°.

Поскольку электроотрицательность атомов водорода и кислорода значительно отличаются, то, как было отмечено выше, ионное облако (спаренная орбиталь) смещается в сторону более электроотрицательного атома (атома кислорода), молекула воды поляризуется: на атоме кислорода (в вершинах орбиталей с неподеленными электронными парами) возникает отрицательный заряд, а на атомах водорода - положительный заряд. За счет разноименности зарядов вершин, образованных таким образом молекул (диполей) воды возникает их взаимное притяжение по вершинам тетраэдров, что и обусловливает прочность связи молекул воды.

Энергия межмолекулярного взаимодействия молекул воды складывается из всех трех видов ван-дер-ваальсового взаимодействия (ориентационного, индукционного и дисперсного) и энергии водородной связи.

 

Промывочных жидкостей

Определение прочности структуры промывочных жидкостей проводят по величине напряжений при сдвиге слоя жидкости (СНС) с помощью различных приборов: ротационных СНС-2, капиллярных пластомеров, приборов Вейлера-Ребиндера и др.

В геологоразведочных организациях прочность структуры определяют преимущественно на ротационных приборах ВСН-2 и СНС-2 (статистического напряжения сдвигу), (рис. 1.5)

Рис. 1.4. Прибор СНС-2.

 

Прибор СНС-2 состоит из цилиндра 6, подвешенного на упругой проволоке 2 к конусу кронштейна 4 и стакана 7, установленного на вращающемся столике 8. Вращение частотой 0,2 об/мин через редуктор 12 и шкив передается столику от электродвигателя 13. Поверхность подвешенного цилиндра сделана рифленой. На трубке 3, соединенной с цилиндром, укреплен лимб 14 с делениями в градусах. На уровне лимба на кронштейне закреплен указатель 5. Для установки станины прибора на опорах 10 имеются установочные винты для вывода станины в горизонтальное положение.

Порядок работы. Станину приводят в горизонтальное положение. С помощью поворота конуса совмещают нуль лимба 14 с указателем 5.

В зазор между цилиндром и стаканом заливают промывочную жидкость до уровня верхнего основания цилиндра 6. Жидкость с помощью поворота цилиндра перемешивают и оставляют в покое на 1 мин., включают двигатель. Вместе со стаканом вращается и цилиндр, происходит закручивание проволоки - 2. После остановки поворота цилиндра по лимбу определяют максимальный угол закручивания , а по нему статическое напряжение сдвига

где к – константа стальной нити.

Определив двигатель выключают, промывочную жидкость вновь перемешивают, нуль лимба совмещают с указателем, жидкость оставляют в покое на 10 мин., включают двигатель, определяют угол закручивания нити , а затем СНС₁₀.

.

Приборы для замера вязкости

Таким образом, основными показателями вязкости для бурового раствора являются: для бингамовских (глинистых) растворов – динамическое напряжение сдвигу τ₀ и пластическая вязкость, для псевдопластичных (полимерных) растворов – эффективная вязкость.

Рис. 1.5. Ротационный вискозиметр ВСН-3.

Все эти показатели определяют по прибору – вискозиметру ВСН-3. В полевых условиях пользуются условной величиной вязкости, определяемой по времени истечения 500 см³ раствора из воронки через трубку с внутренним диаметром 5 мм.

Вискозиметр ВСН-3 состоит из станины, внутри которой в нижней части установлен двигатель 2 для привода (через редуктор 1) гильзы 11 для измерения вязкости раствора, а в верхней части – двигатель 4 для вращения этой же гильзы при определении СНС (с частотой 0,2 об/мин). Внутри гильзы на стержне, установленном в станине на подшипнике, подвешивается подпружинный 9 цилиндр 12 с рифлённой поверхностью (боб). В процессе измерения гильза вводится в стакан 13

с исследуемым буровым раствором, установленном на телескопическом столике. На стержне боба закреплен лимб 7 с делениями (в градусах). Редуктор нижнего двигателя с помощью переключателя 3 позволяет менять частоту вращения гильзы (200, 300, 400, 600 об/мин).

Порядок измерения вязкости. 1. Заполнить стакан исследуемым раствором до риски, установить его на подъёмном столике и зафиксировать его поворотом по часовой стрелке. 2. Установить переключатель в положение 600 об/мин и включить двигатель. 3. Выждать 2-3 мин (до полной остановки лимба), взять отсчет по лимбу φ₆₀₀ и отключить двигатель. 4. Переключатель установить в положение n = 300 об/мин и включить двигатель. 5. После полной остановки лимба взять отсчет φ₃₀₀. По полученным значениям в соответствии с формулами (1.5 – 1.8) определяем пластическую вязкость, динамическое напряжение сдвига, эффективную вязкость и вязкость раствора при 600 об/мин. Вязкость раствора при других числах оборотов гильзы можно определить по формуле

, (1.14)

коэффициент К приводится в паспорте вискозиметра.

Статическое напряжение сдвига определяют при 0,2 об/мин после перемешивания раствора при n = 600 об/мин и выдержки после перемешивания в течение 1 мин и 10 мин/

(1.15)

Глава 2

ГЛИНИСТЫЕ РАСТВОРЫ

Наиболее широкое распространение среди очистных получили глинистые растворы. Их применяют преимущественно при бурении осложненных горных пород: трещиноватых, пористых, неустойчивых.

Основное назначение глинистых растворов: кольматация пор и трещин, вынос с забоя скважин на поверхность тяжелого шлама, стабилизация стенок скважин, борьба с осложнениями.

Обладая, высокими показателями СНС и вязкости они при прекращении циркуляции промывочной жидкости (в случае аварий) способны удерживать тяжелый шлам, предотвращая, таким образом, зашламовывание скважины и прихват снаряда.

Но наряду с достоинствами глинистые растворы имеют ряд недостатков. Они, как правило, обладают значительной плотностью и вязкостью. Как установлено исследователями механическая скорость бурения зависит от целого ряда показателей глинистого раствора. Наиболее существенно от плотности, вязкости, содержания твердой фазы.

Концентрация твердой фазы глинистого раствора может достигать до 15-20%, плотность раствора до 1,5 г/ м³ вязкость до 35с.

Механическая скорость бурения по исследованиям исследователей определяются формулой

где -механическая скорость бурения чистой водой, - вязкость глинистого раствора, p-плотность раствора, n- степень плотности, которая может достигать до двух.

Также растворы требуют обработки их реагентами, что требует значительных затрат.

Вязкие глинистые растворы способны удерживать значительное количество абразивного шлама, что повышает износ бурового снаряда и породоразрушающего инструмента, требует тщательной дорогостоящей очистки раствора

.

2.1. Структурообразователи

Глинистые растворы – дисперсные системы, в которых, в качестве дисперсной фазы выступают тонкодисперсные глинистые частицы (структурообразователь), а в качестве дисперсионной среды чаще всего вода.

Под воздействием поверхностной энергии частиц вокруг каждой из них образуется плотный гидратный (адсорбированный) слой с повышенной прочностью структуры (гидрогель).

Наиболее эффективным структурообразователем является монтморилонит.

В процессе выветривания пироксенов и амфиболов ленты кремнекислородных тетраэдров связываются в листы, а катионы насыщенные в щелочной среде гидроксильными группами А1(ОН)⁺² прочно связывают эти листы и пакеты. Вместо А1(ОН)⁺² связывание листов может производиться также катионами FeOH²⁺ и MgOH⁺. Пакеты между собой связываются обменными катионами Н, К, Na, Mg, Са..

В натриевых монтморилонитах в качестве обменного катиона преобладают катионы Na, которые с пакетами образуют слабуюионную связь, поэтому монтморилониты легко диспергируют в воде на более мелкие глинистые частицы и катионы Na ⁺.

В кальциевых монтморилонитах связь между пакетами осуществляется с помощью обменных катионов Са, имеющих более высокий заряд и образующих более прочные связи. Вследствие этого диспергирование таких агрегатов в воде происходит значительно труднее.

При добавлении в раствор кальцинированной сода Na₂СО₃ ионы Са⁺² соединяются с анионами СО^2- образованная соль выпадает в осадок, а агрегаты, связанные только ионами Na⁺, легко диспергируют в растворе.

Иллит - листовой силикат, по химическому составу и структуре аналогичен монтмориллониту. Отличается от него тем, что в слое кремнекислородных тетраэдров наблюдается замещение Si₂O₅^-2 на А1₂О₅^4- (одно замещение из четырёх) отчего на поверхности листа появляются некомпенсированные заряды, что увеличивает взаимодействие между пакетами и уменьшает растворимость минерала в воде.

Образуется иллит при выветривании полевых шпатов в щелочной среде. Функциональные группы =А1ОН, ºSiOH.

Каолинит Si₂O₅AlO₂(OH)₂ - листовой силикат, представляет собой двухслойную структуру, состоящую из слоя кремнекислородных тетраэдров Si₂O₅ и гидраргилитового слоя А1(ОН)₂⁺

Благодаря большому количеству гидроксильных групп в пакетах между ними возникают сильные водородные связи, поэтому каолинит трудно диспергирует в воде.

Каолинит также, как и монтморилонит и иллит, имеет в растворе тонкодисперсные и землистые агрегаты неправильной формы, но у каолинита чешуйки встречается чаще, чем у вышерассмотренных минералов.

Глиностанции

С тационарные глиностанции (рис.2.8) предназначены для приготовления глинистых растворов и обслуживания буровых установок, рассчитанных на длительное время работы.

Глиностанции обычно устанавливают вблизи водоема. Иногда для глиностанции бурят две водоснабженческие скважины, которые оборудуют насосами. Надо стремиться, чтобы расстояние от глиностанции до буровых установок было минимальным.

Рис. 2.6. Глиностанция:

1 – электродвигатели; 2 – насрсы; 3 – коллектор; 4 – центробежный насрс; 5 - запасная емкость; 6 – глиномешалка; 7 – электродвигатели; 8 – чан для замачивания глины; 9 – склад; 10 –крыша

 

 

Общее количество емкостей для приготовления приготовления промывочных жидкостей для бурения глубоких скважин показано в табл. 2.2

 

Таблица 2.2.

Геолого-технические условия бурения скважин	Длина желобов, м	Обеспечение ёмкостями
Приемные емкости	Металлические емкости	Итого
Количество
шт	м^3	шт	м^3	шт	м^3
Для станка ЗИФ-650А, глубина бурения до 700 м
Нормальные, по твердым породам...............................................
Нормальные, по мягким глинистым породам...........................
Для станков ЗИФ-1200А, ЗИФ-1200МР, глубина бурения до 1500 м
Нормальные, по твердым породам..............................................
Осложненные, по твердым породам..............................................
Нормальные, по мягким глинистым породам..........................
Осложненные, по мягким глинистым породам..........................
Для станков БА-2000, глубина бурения от 1500 до 2000 м
Нормальные, по твердым и мягким породам...........................
Осложненные, по твердым и мягким глинистым породам......

ГЛАВА 3

Состав древесины

Состав	Ель, %	Береза, %
Целлюлоза	57,8	45,3
Лигнин	28,3	19,5
Гемицеллюлозы	15,5	29,4
Смола, воск, жир и др.	5,2	5,8

 

Целлюлоза (клетчатка) - наиболее распространённый в природе полисахарид, главная составная часть растений.

Почти чистой (> 90%) целлюлозой является хлопковое волокно (вата).

Химическая формула целлюлозы [C₆H₇O₂(ОН)₃]х, где х - степень полимеризации, х = 600¸6000. Её структурная формула:

Средний молекулярный вес 100000¸1000000.

Длина волокон до 40-50 мкм, плотность 1,52-1,54 г/см³.

Получают целлюлозу путём разрушения, растворения древесины и выделения из неё нецеллюлозных компонентов (лигнина) при сульфидной или сульфатной варке.

Целлюлоза в воде не растворяеся вследствие достаточно сильного межмолекулярного взаимодействия макромолекул, которое осуществляется многочисленными водородными связями. Для возможности ее растворения необходимо либо часть гидроксильных групп заменить более гидрофильными группами, обладающими способностью взаимодействовать с молекулами воды более активно, чем между макромолекулами, либо нейтрализовать часть гидроксильных групп и этим уменьшить взаимодействие между макромолекулами.

По первому варианту получают карбоксиметилцеллюлозу (КМЦ), по второму - метилцеллюлозу (ММЦ).

Карбоксиметилцеллюлозу [С₆H₇O₂(OH)_3-x(OCH₂COONa)_x] получают путём взаимодействия щелочной целлюлозы с монохлоруксусной кислотой. В отличие от целлюлозы КМЦ хорошо растворяется в воде благодаря привитию к цепи целлюлозы гидрофильных функциональных групп COONa.

Количество привитых функциональных групп (степень замещения- С3) в применяемых в буровой практике КМЦ составляет обычно 80-85% от числа гидроксильных групп.

Метилцеллюлоза [C₆H₇O₂(OH)_3-x(OCH₂)_x]_n имеет молекулярную массу 13-140 тыс., плотность 1,3 г/см³, растворяется в воде и органических растворителях, в горячей воде (свыше 50°С) выпадает в виде геля. Число привитых метаксильных гидрофобных групп составляет 26-33%.

Растворы метилцеллюлозы менее гидрофильны, чем КМЦ, но более устойчивы к агрессивным солям хлористого кальция и магния (до 10-15%).

Синтетические структурообразователи.

Существует большое количество синтетических полимеров. Наиболее активны (гидрофильны) производные полиакриловой кислоты (полиакрилаты).

Полиакриловая кислота [—СH₂—СH(СOOH)¾]_n (n= 1000-6000) хорошо растворяется в воде и разбавленных растворах щелочей. Получают полимеризацией акриловой кислоты в воде или органических растворителях при концентрации мономера не более 25%, Применяют как эмульгатор при полимеризации стирола.

Полиакрилонитрил [—СH₂—CH(CN)¾]_n (n=300-1000) в воде слабо растворяется, в растворах щелочей деструктируется.

Для приготовления промывочных жидкостей используют обычно хорошо -растворимый в воде гидролизованный полиакрилонитрил (гипан) и реагент К-4, представляющие собой сополимеры акрилата натрия, акриламида, акрилонитрила и получаемые омылением полиакрилонитрила щёлочью

¾CH₂ ¾СH(COONa) ¾СH₂ ¾СH(CONH₂) ¾СH₂¾ СH(CN)¾

Полиакриламид (ПАА) [—CH₂¾ CH(CONH₂) ¾СH₂ ¾ СH(CONH₂)]n с молекулярной массой от 3·10⁴ до 6·10⁶ растворяется в воде при температуре 40-50°С в течение 48ч. Применяют для регулирования структурно реологических свойств и понижения водоотдачи промывочных жидкостей.

Более активным является гидролизованный полиакриламид (ГПАА), в котором в результате гидролиза происходит замена менее гидрофильной функциональной группы CONH₂ на более гидрофильную группу СОО^-.

В результате гидролиза и добавок полярных электролитов получают агент PC-1, путём обработки ПАА щёлочью и триполифосфатом - РС-2, путём обработки ПАА щёлочью и кальцинированной содой - РС-4.

Из сополимеров полиакрилатов в буровой практике находят применение метас, сополимеры M-14 и Лакрис-20.

Метас - сополимер метакриловой кислоты и метакриламида, термостойкий (до 220°С) понизитель фильтрации.

М-14 - термостойкий сополимер метакриловой кислоты и метилметакрилата с молекулярной массой 0,6·10⁶ – 1·10⁶.

Лакрис-20 - высокотермостойкая модификация сополимера M-14.

 

Полимерные растворы

Полимерные растворы -это водные растворы полимеров с небольшими добавками бентонитовой глины или без нее. Достоинство зтих растворов -их способность образовывать на стенках глинистых пород гидрофобную пленку и предупреждать их диспергирование.Гидрофобизация стенок скважин,как смазка, снижает трение бурильной колонны о стенки скважин, снижает расход энергии на вращение снаряда.Уменьшение глины в растворе снижает его плотность.Все эти процессы повышают механическую скорость бурения,снижают материемкость промывочной жидкости.Для предотвращения обогащения промывочной жидкости шламом выбирают полимеры, способные флоккулировать частицы шлама,например, ГПАА.

В состав полимерных недиспергирующих растворов вводят 40-50 кг/м3 глины,4-5 полимера (КМЦ, М -14,метас),25-50 ПАА (0,5 % го раствора), 80=100 л нефти.При этом образуются растворы со следующими свойствами: СНС1=12-60 дПа, СНС10=24-90 дПа, водоотдача В=5-8 см3 за 30 мин, плотность =1,03 г/см3.

Безглинистые полимерные растворы представляют собой воду с добавкой небольшого количества полимера, например, ПАА (0,2-0,25 %) Благодаря высокому качеству структурообразователя прочность структурыбывает достаточно высокой (СНС1=до 70дПа, СНС10=до 110 дПа), водоотдача =8-10 см3, концентрация струкктурообразователя является минимальной, что способствует полвышению механической скорости бурения.

 

ГЛАВА 4

РАСТВОРЫ ЭЛЕКТРОЛИТОВ

Таблица 4.1

Таблица 4.2

Роль электролитов

Ингибирующие растворы

Большие осложнения наблюдаются при бурении глинистых пород Глины,как известно, представляют собой совокупность гидрофильных частиц различной величины и различного минерального с остава.Основную роль в химических процессах играют коллоидные глинистые частицы, имеющие отрицательный заряд. В результате отрицательного заряда частицы активно взаимодействуют с молекулами – диполями воды.

При бурении гидрофильных глинистых пород происходит «всасывание» воды породой, последняя насыщается водой, набухает, диспергирует и обваливается. Для профилактики набухания глинистых пород применяют ингибирующие глинистые растворы, содержащие электролиты, способные нейтрализовать отрицательный заряд глинистых частиц и «сшивать» их. В качестве ингибиторов набухания применяют как соли одновалентных металлов NaCl, KCl частично нейтрализующие заряд глинистых частиц, так и соли поливалентных металлов , ,гипс, , катионы которых способны «сшивать» глинистые частицы. Названия, ингибирующие растворы получили по названию соли: известковые, хлоркальциевые, гиксокальциевые, алюмокалиевые и.т.д.

Нейтральные глинистые частицы не способны активно «всасывать» воду толщина гидратного слоя понижается, расстояние между частицами также понижается до величины действия межмолекулярных сил и прочность связей между частицами и прочность глины в целом возрастает,что и предотвращает набухание горной породы.

Катионы раствора способны нейтрализовать заряд не только глинистых частиц горной породы, но и глинистых частиц раствора. Поэтому в ингибирующий раствор добавляют защитные реагенты (полимеры), а для снижения вязкости загущенного таким образом раствора добавляют разжижители (лигносульфонаты, ССБ, окзил, КССБ) и пеногасители (ПГ). Полимеры в данном случае выполняют роль не только защитных реагентов, но и понизителей фильтрации раствора. не только предотвращают коагуляцию глинистого раствора, но и создают вместе с электролитами на стенках скважин водонепроницаемую пленку.

 

Таблица 4.3

ГЛАВА 5

Составы и свойства ТИЭР

Соотношение фаз (вода-масло)	Содержание мыльного эмульгатора, %	Концентрация бентонитовой глины, %	Предел термостойкости, ^0С
СМАД	CaO	черкасской	саригюхской	асканской
60: 40			2,0	1,5	1,0
			3,0	2,0	1,5
			-	3,0	2,0
50: 50			-	5,0	4,0
40: 60			-	6,0	5,0

 

Таблица 5.4.

ГЛАВА 6

ГАЗООБРАЗНЫЕ АГЕНТЫ

Таблица 6.1

Очистка воздуха от шлама.

Очистка воздуха от шлама показана на рис. 6.7. От компрессора по трубе 1 через влагоотделитель 2 воздух по трубам 3, напорному шлангу 4 и бурильным трубам 5 подается к забою, и поток воздуха поднимает продукты разрушения в шламовую трубу 6 и по стволу скважины через превентор 8 (сальниковое устройство) и выкидную трубу 9 на поверхность. С целью улавливания шлама к концу выходной трубы 9 подсоединяют шламоочистители циклонного типа.

Шламоочиститель состоит из центробежного циклона 11 и гидравлического фильтра, соединенных между собой трубой. Циклон, в который поступает воздух по трубе 10, состоит, в свою очередь, из трубы 12 со спиральным каналом 13, конуса 14 и бункера 15 с заглушкой 16. Гидравлический фильтр 17 имеет трубу 18, перфорированную в нижней части, горизонтально расположенные тарельчатые сетки 19 и выходной патрубок 20.

Таким образом, воздух из трубопровода 9 через патрубок 10 поступает в спиральный канал 13. Здесь резко падает скорость потока и шлам под действием центробежной силы и силы тяжести отделяется и перемещается в бункер 15. Далее воздух с очень мелкими частицами шлама, двигаясь по трубам 12 и 18, попадает в гидравлический фильтр 17, заполненный на высоту 0,7 – 0,9 м водой. Здесь происходит окончательная очистка воздуха от частичек шлама (пыли). Из бункера 15 через заглушку 16 периодически отбирают шлам, который может служить материалом для геологических исследований.

Рис. 6.7. Схема обвязки устья скважины и циркуляционной системы при бурении прямой продувкой воздух

 

 

ГЛАВА 7

ГАЗОЖИДКОСТНЫЕ СМЕСИ.

Газожидкостных смесей

В мировой практике бурения пены получают в основном по трем схемам. Первую схему (рис. 7.3, а) применяют при бурении неглубоких скважин, в которых давление на нагнетание пены составляет не более 0,7 МПа. Нагнетательная система представлена компрессором, емкостью 3 с крышкой 2, смесителем 10 системой трубопроводов 7 с вентилями 4, 5,8,9м 11.

В процессе бурения открывают вентили 5, 4 и 8. В смеситель 10 одновременно поступает воздух (через вентиль 8) и раствор ПАВ (из емкости 3), который выдавливается воздухом, через вентиль 4. Переме­шиваемая в смесителе газожидкостная смесь направляется через бу­рильные трубы в скважину.

Для предотвращения попадания пены в компрессор устанавлива­ют обратный клапан 6. Расход раствора ПАВ (8-10 л/мин) регулируют вентилем 9, расход пены (1,2-1,8 м³/мин), продавливаемой в скважину, - вентилем сброса 11. Давление в магистрали определяют по манометру 1.

Вторую схему (рис.7.3, б) применяют при бурении глубоких скважин при давлении в нагнетательной линии до 6,3 МПа. Для полу­чения пены с повышенным давлением в магистраль включают пеногенератор с буровым насосом 3 и компрессорно-дожимным устройством 2 (УКД-Н-У-2), имеющим следующие технические характеристики:

 

Максимальное давление, МПа 6,3 Габариты:

Степень аэрации 1-300 длина 1 100

Ресурс работы, ч 3 000 ширина 690

Масса, кг 160 высота 1 000

 

 

Рис. 7.3. Схема обвязки устья скважины для бурения с пеной

 

В процессе бурения в дожимное устройство 2 одновременно по­ступает воздух от компрессора и раствор ПАВ, закачиваемый насосом 3 из емкости 4. Получаемая газожидкостная смесь через нагнетательный шланг 10 закачивается в скважину 11. Расход и давление регулируют вентилями 8 и 9

При бурении глубоких скважин много времени затрачивается на, нагнетание пены соответствующего давления после спускоподъемных, операций.

Для снижения этих затрат в нагнетательную магистраль включают накопитель (емкость для накопления пены необходимого давления).

При спускоподъемных операциях, когда подача пены в скважину прекращается, вентиль 8 закрывают, а вентили 6, 7 открывают и пена поступает в накопитель. После достижения нужного давления компрессор 1 насос 3 отключают до конца спускоподъемных операций. Накопитель снабжен предохранительным клапаном 5, отрегулированным на давление 1,2 МПа, и манометром.

После окончания спуска снаряда в скважину открывают вентиль; включают насос и компрессор. В скважину подается пена как из дожимного устройства, так и из накопителя. После восстановления циркуляции пены накопитель отключают.

Исследование способов нагнетания ГЖС позволило сотрудникам ВНИИБТ разработать новый способ реализации нагнетания ГЖС с использованием гидравлических мощностей буровых насосов и создать компрессорно-дожимное устройство (КДУ), в котором жидкостный компонент поступает в рабочий цилиндр, а воздух – в специальные компрессорные цилиндры.

Компрессорно-дожимные устройства предназначены для дожатия газа (воздуха) после компрессора низкого давления с целью получения газожидкостной смеси среднего давления. Они сконструированы на базе буровых насосов и являются многофункциональными машинами, переналаживаемыми при изменении технологических процессов.

Компрессорные цилиндры устанавливают вертикально на гидроблоке бурового насоса на месте снятых седел его нагнетательных клапанов. Цилиндры состоят из рабочей камеры, соединенной с рабочим цилиндром насоса, газового клапана для сообщения рабочей камеры с источником сжатого газа, нагнетательного клапана и нагнетательной камеры.

Устройство, разработанное ВНИИБТ на базе насоса двойного действия 11Гр (рис. 7.3), работает следующим образом. При движении поршня 1 вправо в цилиндре 2 насоса уровень жидкости в левой рабочей камере 4 понижается, и воздух поступает через газовый клапан 5 в освобожденную полость рабочей камеры 4. Из жидкостного коллектора 10 в цилиндр 2 через левый всасывающий клапан 3 поступает заданное количество перекачиваемой жидкости. Одновременно уровень жидкости в правой рабочей камере 4 поднимается и давление воздуха в ней повышается. При достижении рабочего давления в правой камере открывается нагнетательный клапан 6, через который из рабочей камеры в нагнетательную камеру 7 поступает вначале воздух, а затем в конце нагнетания технологически заданное количество перекачиваемой жидкости. При обратном ходе поршня 1 происходит смена процессов в левой и правой рабочих камерах.

Для обеспечения устойчивой работы КДУ объем рабочей камеры 4 превышает объем, описываемый поршнем 1 насоса, что позволяет исключить переток воздуха из нее в цилиндр 2, имеющий непрочные тупиковые зоны.

Рис7.4

Газовые клапаны и нагнетательные камеры отдельных компрессорных цилиндров, установленных на гидроблоке насоса, объединены коллекторами 8 и 9. Воздух в коллектор 9 подается с помощью компрессора низкого давления, а перекачиваемая жидкость в коллектор 10 – дозировочным насосом. Газожидкостная смесь образуется при истечении через щели нагнетательных клапанов и дальнейшей транспортировке по нагнетательной линии.

Принцип действия КДУ аналогичен принципу действия ступени поршневого компрессора, в котором роль поршня играет жидкость, перемещающаяся в вертикально расположенном цилиндре под воздействием поршня насоса.

Ю.С. Лопатин, И.В. Белей и С.П. Олейник (ВНИИБТ) разработали конструкции КДУ для буровых двухпоршневых насосов двойного действия 11Гр, У8-6М и 9МГр.