Руководство для обучения инженеров по буровым растворам - часть 35

 

 

разрушенных связей. Для этой пели широко используются комплексные фосфаты, танин, 
лигнины  гуминовых  кислот  и  лигносульфонаты.  Эта  адсорбция  изменяет  баланс  сил, 
действующих  на  глинистую  частицу,  от  сил  притяжения  до  сил  отталкивания.  Вместо 
притяжения  частицы  отталкиваются  друг  от  друга  или  же  избегают  контакта  друг  с 
другом. 

Реагенты для химической обработки буровых растворов понижают  предел текучести 

буровых растворов с помощью одного или нескольких из приведенных выше механизмов: 

1) Удаление загрязнителей осаждением. 
2) Понижение влияния загрязнителей. 
З) Замена ионов, действующих на глинистые частицы. 
4) Образование защитной плёнки, окружающей глинистую частицу. 
 

Фосфаты 

Для обработки буровых растворов широко используются четыре сложных фосфата: 

1. Кислый пирофосфат натрия  (SАРР) рН = 4,8. 
2. Гексаметафосфат натрия, рН = 6,8. 
З. Тетрафосфат натрия, рН = 8,0. 
4. Тетрапирофосфат натрия, 

(ТSРР)рН =10,0. 

Наиболее  часто  используется  кислый  пирофосфат  натрия  (SАРР)  и  тетрафосфат 

натрия.  Эти  фосфаты  являются  мощным  дисперсантами,  поэтому  для  максимального 
понижения  вязкости  требуется  незначительное  их  количество.  Количество  фосфатов  для 
проведения  простой  дисперсии  редко  превышает  0,2  фунт/барр.  Это  означает,  что  для 
системы  ёмкостью  1000  барр.  потребуется  максимально  200  фунтов  фосфатов  за  смену. 
Фосфаты  вводятся  либо  непосредственно  через  засыпную  воронку,  либо  из  химической 
бочки. При добавлении из бочки 50 фунтов фосфата смешивают с одним баррелем воды. 
После  этого  полученный  раствор  равномерно  вводится  в  циркуляционную  систему  в 
течение одного цикла. 

Фосфаты  вводятся,  как  правило,  в  буровые  растворы  с  низким  рН.  Они  понижают 

вязкость  двумя  путями:  (1)  нейтрализацией  сил  притяжения  за  счёт  адсорбции  на 
поверхности  частиц  твёрдой  фазы;  (2)  связыванием  атомов  кальция  и  магния.  Их 
способность  удалять  кальций  делает  их  незаменимыми  комплексонами  при  загрязнении 
раствора цементом. Фосфаты редко применяются самостоятельно при обработке буровых 
растворов,  чаще  они  используются  вместе  с  каустической  содой  и  органическим 
разжижителем.  Если  постоянно  применять  SАРР  (рН=4,8)  самостоятельно,  то  буровой 
раствор станет кислым. 

А  это  нежелательно,  ввиду  возможности  возникновения  коррозии  и  повышения 

вязкости.  Более  нейтральный  уровень  рН  тетрафосфат  натрия  (рН=8)  делает  его  более 
приемлемым для обработки буровых растворов по сравнению с другими фосфатами. 

Применение  фосфатов  для  обработки  буровых  растворов  ограничено.  Их  нельзя 

применять  при  высоких  температурах.  Если  температура  бурового  раствора  намного 
превышает  175°  ,  то  фосфаты  превратятся  в  ортофосфаты.  Став  ортофосфатами  они 
скорее выполняют роль флокулянтов, а не дисперсантов. Это не исключает возможность 
использования  фосфатов  для  связывания  кальция;  ортофосфаты  сохраняют  способность 
понижать  содержание  кальция,  хотя  их  разжижающая  способность  понижена. 
Эффективность  применения  фосфатов  понижается  при  высокой  концентрации  соли  в 
буровом растворе. 

 

Лигнины 

Основным  лигнином,  применяющимся  для  регулирования  вязкостей  является 

таннатин  (рН=3,2).  Для  повышения  его  эффективности  вместе  с  ним  применяется 
каустическая сода. В промысловых условиях каустическую соду применяют с таннатином 
в  соотношении  от  1:6  до  1:1.  Лигнины  лучше  всего  вводить  через  засыпанную  воронку. 

 

 

Таннатин  эффективен  при  любом  рН,  однако  при  рН  от  9  до  10,5  его  эффективность 
максимальна.  Кроме  того,  что  таннатин  -  эффективный  дисперсант,  он  также  улучшает 
механические эмульсии. 

ХР-20  (рН=10)  представляет  собой  предварительно  подвергнутый  реакции  хром- 

лигнит,  применяющийся  в  основном  вместе  со  Сперсеном  (разработанное  М-1 
хромлигносульфонатное  химическое  соединения).  Хромлигнит  повышает  эффективность 
Сперсена,  добавляемого  в  разработанные  М-1  лигносульфонатные  системы  буровых 
растворов (ХР—20/сперсен). Являясь составной частью бурового раствора ХР-20/сперсен, 
ХР-20  является  стабилизатором  и  эмульгаторам  буровых  растворов,  он  понижает 
водоотдачу  и  усиливает  ингибирующие  свойства  бурового  раствора.  ХР-20  является 
основным  жидким  стабилизатором  в  системах  Дуратерм.  Применение  ХР-20  не 
ограничивается  только  системами  ХР-20/сперсон  и  Дуратерм.  Его  можно  применять  в 
качестве стабилизатора практически любого бурового раствора на водной основе. 

При 

высокой 

концентрации 

кальция 

содержащие 

лигнит 

материалы 

малоэффективны, а при высокой концентрации соли лишь умеренно эффективны. 

 

Лигносульфонаты 

К  числу  лигносульфонатов  относится  Сперсен—С  и  сложный  хромлигносульфонат 

Сперсен. 

Сперсен  -  многофункциональный  препарат,  применяющийся  со  всеми  буровыми 

растворами  на  водной основе.  Он  эффективен  во  всём  щелочном  диапазоне  рН  и  может 
использоваться при любой концентрации соли, вплоть до насыщения, а также при любом 
уровне кальция, встречающемся в буровых растворах. 

Каустическую соду следует использовать вместе со Сперсеном. Количество каустика 

зависит  от  типа  применяющегося  бурового  раствора,  но,  как  правило  на  одну  часть 
каустика добавляют 4 части Сперсена. Он не только понижает вязкость и прочность геля, 
но  применяемый  в  достаточных  количествах  понижает  водоотдачу  и  создает 
ингибирующую среду. По этим причинам Сперсен является очень многофункциональным 
материалом. Вводят его, как правило, через засыпную воронку. 

 

Применение 

На рис.23 дано графическое изменений вязкости вследствие изменений пластической 

вязкости  и  предела  текучести.  Вводя  различные  добавки,  с  целью  изменения 
реологических  свойств  жидкости  и  анализируя  полученные  не  вискозиметре  с 
непосредственной индикацией данные, можно установить характер изменений кажущейся 
вязкости по вискозиметру Марша и Фэнна. Независимо от того, измерялась ли кажущаяся 
вязкость в секундах на кварту или в сантипуазах, она состоит из двух переменных: 

(1) содержания твёрдой фазы и её характера и (2) электрохимическим притяжением 

между частицами твёрдой фазы. 

 

 

 

Рис.23. Принципы обработки бурового раствора 
По мере поступления в раствор примесей и/или изменения содержания твёрдой фазы 

вязкость, как правило, изменяется. Если кажущаяся вязкость, измеренная вискозиметром 
Марша,  возросла,  то  и  вязкость,  определенная  по  вискозиметру  Фэнна,  также  должна 
возрасти.  Верно  и  обратное,  что  с  уменьшением  первой  уменьшается  и  вторая,  Однако, 
если  измерять  только  кажущуюся  вязкость,  то  это  ничего  не  даёт  для  регулирования 
параметров  бурового  раствора.  Важно  знать  пластическую  вязкость  и  предел  текучести.  
Анализ графика, приведенного на рис.23, показывает: 

А. Введение в раствор 1/2 фунт/барр цемента вызывает флокуляцию прежде всего из-

за загрязнения раствора ионами кальция. 

В  результате  возрастает  кажущаяся  вязкость,  измеренная  обоими  вискозиметрами. 

Анализ графика показывает, что такое изменение вязкости вызвано увеличением предела 
текучести  (увеличением  сил  притяжения).  Пластическая  вязкость  не  изменялась  или 
изменялась незначительно, т.к. она зависит прежде всего от содержания твёрдой фазы. 

В. В раствор добавляли 10% воды, чтобы показать, что вода не влияет значительно 

на  предел  текучести.  Вода  не  удаляет  кальций,  являющийся  причиной  флокуляции  или 
значительных  сил  притяжения.  Вода  лишь  разделяет  частицы  твёрдой  фазы,  но  не 
изменяет сколько-нибудь  существенно пределы текучести. 

С.  Добавление  1.  фунта/барр.  фосфатов,  применяемых  для  нейтрализации  кальция, 

вызывает  значительное  понижение  как  условной  вязкости  Марша,  так  и  кажущейся 
вязкости  вследствие  понижения  предела  текучести.  Понижение  предела  текучести 
вызвано  о  тем,  что  фосфаты  связывают  кальций  и  диспергируют  глинистые  частицы. 
Очевидно  так  же,  что  введение  фосфатов  не  оказало  существенного  влияния  на 
пластическую вязкость. 

 

 

Д.  Второе  повышение  вязкости  (D)  было  вызвано  добавлением  инертной  твёрдой 

фазы с целью утяжеления раствора. Изменение кажущейся вязкости почти такое же, как и 
ранее,  однако  совершенно  по  другой  причине.  Такое  изменение  вязкости  обусловлено 
повышением  пластической  вязкости.  Повышение  содержания  твёрдой  фазы  увеличило 
силы  трения  между  частицами  вследствие  увеличения  обшей  площади  поверхности 
частиц.  Предел  текучести  возрос  незначительно,  т.к.  частицы  стали  находиться  ближе 
друг  к  другу.  Любая  сила  притяжения  будет  более  эффективной  ввиду  сокращения 
расстояния  между  частицами.  Однако  условная  и  кажущаяся  вязкость  возросли  прежде 
всего  вследствие  возросшей  пластической  вязкости.  В  данном  случае  правильная 
обработка бурового раствора будет состоять в добавлении воды. 

Е.  Для  того,  чтобы  показать,  что  понижением  предела  текучести  можно  достичь 

незначительного понижения вязкости, а также что, введение только химреагента в данном 
случае не приведет к значительному понижению кажущейся вязкости, в раствор ввели 1/4 
фунт/барр фосфата. Вязкость оставалась высокой даже после введения химреагента. 

F.  Правильная  обработка  бурового  раствора  с  целью  понижения  вязкости  будет 

заключаться в добавлении воды. После добавления 10% объёмных воды пластическая вяз 
кость понизилась. Обе вязкости - и условная, и кажущаяся - понизились, т.к. они зависят 
от  пластической  вязкости.  Предел  текучести  уменьшился  лишь  незначительно. 
Незначительное  уменьшение  предела  текучести  объясняется  дальнейшим  удалением 
частиц друг от друга, что приводит к уменьшению силы притяжения. 

G.  Третье  повышение  вязкости  вызвано  увеличением  как  предела  текучести,  так  и 

пластической  вязкости.  Добавление  1/4  фунт/барр.  цемента  привело  к  повышению 
придела  текучести,  аналогично  разделу  А.  Пластическая  вязкость  возросла  по  той  же 
причине,  что  и  в  разделе  (D)  -  введение  твёрдой  фазы.  Однако,  есть  существенное 
различие,  заключающееся  в  том,  что  твёрдая  фаза  представлена  глинистыми  частицами, 
которые  подвержены  гидратации,  т.е.  впитывают  воду.  С  уменьшением  свободной  воды 
происходит  значительное  увеличение  сил  трения  при  относительно  небольшом 
количестве твёрдой фазы. В конкретном единичном объёме твёрдой фазы гидратируемые 
частицы всегда будут увеличивать вязкость больше, чем инертные частицы. 

В  данном  случае  правильным  будет  добавление  и  воды  и  химреагента  с  целью 

понижения и пластической вязкости и предела текучести. 

Н. Добавление химреагента понизило вязкость по той же причине, что и в части С. 
I.  Добавление воды понизило вязкость по той же причине, что и в части (F). 
Из  всего  вышесказанного,  можно  сделать  следующие  выводы.  Для  обеспечения 

наиболее  экономичного  регулирования  реологических  свойств  буровых  растворов  и 
обеспечения оптимальных условий бурения необходимо иметь ввиду, что: 

1. 

Увеличение 

предела 

текучести, 

сопровождающееся 

незначительными 

изменениями  пластической  вязкости  или  полным  отсутствием  таковых  можно  снизить 
введением химреагентов. 

2.  Увеличение  пластической  вязкости,  сопровождающееся  незначительными 

изменениями  предела  текучести  или  полным  отсутствием  таковых,  можно  снизить 
добавлением  воды  или  же  применением  механического  гидроциклона,  удаляющего 
ненужную твердую фазу. 

3.  Одновременное  значительное  повышение  предела  текучести  и  пластической 

вязкости можно понизить методами, указанными в пункте 1 и 2. 

Например:

 пластическая вязкость при 120°F  равна 40 сПз. Каково будет её значение 

при  140°F.  Соедините  прямой  линией  пластическую  вязкость  при  120°F,  (1)  с 
интересующей  нас  температурой  (2).  Продлив  линию  влево  до  пересечения  со  шкалой, 
получим значение вязкости при температуре 140°F , равное 33 сПз (3). См.рис.24.