Руководство для обучения инженеров по буровым растворам - часть 61

 

401 

водосмачиваемых  твёрдых  веществ  способствует  их  сцеплению  и  образованию 
«поросячей спины»  на сите грохота. 

2.  Давление  насоса.  Водосмачиваемые  твёрдые  вещества  имеют  тенденцию  к 

прилипанию  на  металлических  частях.  Чем  уже  ограничение,  тем  большая  вероятность 
прилипания.  Внутренняя  часть  УБТ  -  первое  и  наиболее  вероятное  место  скопления 
твёрдых  частиц.  Это  уменьшает  внутренний  диаметр  ограничения  и  повышает  давление 
насоса. 

3. Тип разбуриваемой породы - Уровень концентрации смачивающего агента прямо 

пропорционален  площади  поверхности  образуемых  твёрдых  веществ.  При  разбуривании 
алеврита,  лигнита,  соли  или  gound-up  известняка  образуется  очень  большая  площадь 
поверхности.  Водосмачиваемое  условие  предотвращается  добавками  к  нормальной 
концентрации. 

4.  Внешний  вид  бурового  раствора.  Состояние  бурового  раствора  определяется  его 

внешним  видом.  Стабильные  системы  хорошо  эмульгированные  и  полностью 
нефтесмоченные,  «блестящие  и  глянцевые».  В  них  всё  отражается  как  в  зеркале.  Для 
водосмачиваемости  систем  на  нефтяной  основе  справедливо  совсем  противоположное: 
зернистая  поверхность  с  тусклым    отсветом. В  исключительных  случаях  на  поверхности 
жидкости может отслаиваться пресная вода. 

5.  Вода  в  фильтрате  с  высокой  температурой  и  давлением.  обычно  первым 

признаком  нарушения  стабильности  является  увеличение  температуры  к  давления 
фильтрата и появление в нем воды. Релаксированные системы, обычно содержащие воду в 
фильтрате с высокой температурой и давлением, не диагностируются. 

6.  Сверхнасыщение  фазы  соляного  раствора.  Сверхнасыщение  независимо  от 

причины  приводит  к  образованию  нерастворимых  кристаллов  соли.  Эти  кристаллы 
создают  огромную  площадь  поверхности.  Для  устранения  этого  количества  хлористого 
кальция в % по весу не должно превышать 38. При наличии сверхнасыщения потребуется 
очень большие объёмы смачивающего агента. 

7.  Испытание  “красной  ветошью”.  На  первый  взгляд  такое  испытание  не  слишком 

ценно, но оно просто и дает быстрый результат. Испытание состоит в том, что шпатель с 
раствором на нефтяной основё вытирается о красную тряпку, смоченную водой. Если на 
тряпке  остаются  твёрдые  вещества,  они  водосмачиваемые.  Если  же  проходят  через 
ветошь, оставляя тёмное пятно, твёрдые вещества — нефтесмачиваемые. 

8. Испытание лопастью рабочего колеса. Смешать исследуемый буровой раствор на 

нефтяной основе в мешалке  Hamilton в течение 30 минут при 2000-4000 об/мин. Вынуть 
лопасть из образца и поворачивать до высыхания, но не вытирать. Если твёрдые вещества 
прилипли к лопасти; образец водосмачиваемый. 

9. 

Испытание 

электростабильности. 

Произвольно 

выбранное 

показание 

электростабильности  не  определяет  тип  смачиваемости.  Но  графическое  вычерчивание 
укажет  тенденцию  электростабильности  через  несколько  дней,  которая  может 
предположить  снижение  стабильности  системы  и  решения  вопросов,  связанных  с 
водосмачиваемостью. 

Обработка

.  Единой  формулы  определения  требуемого    количества  смачивающего 

агента для любой данной проблемы водосмачиваемости нет. Но, начиная с 0,5 до 1 ф./бар 
концентрации,  обычно  используются.  Особо  важно  немедленно  начать  обработку  после 
обнаружения проблемы. 
Е. Проблема  - Водяной поток. 

Индикатор- Обработка 
Снижение НВФ - увеличение веса бурового раствора, VERSAMUL



  

+ известь,  VERSACOAT



, VERSAWET



 

нефть, соль. 

Ж. Проблема. Примесь СО

3

 

Индикатор- Обработка 

 

402 

Снижение Роm - известь, утяжеление раствора 
Повышение реологических свойств - известь VERSAWET



, VERSAMUL



  

VERSACOAT



 

нефть, утяжеление раствора. 

З.Проблема. Примесь  H

2

S   

Индикатор - Обработка 
Снижение Роm -                                  известь, утяжеление раствора 
Запах тухлых яиц-                              известь VERSAWET



 

Возврат бурового раствора-               SULF-X



 

известь и VERSAWET



 

VERSAMUL



 и известь 

SULF-X



 

 

Почернение буровой трубы-               известь и VERSAWET



 

VERSAMUL



 и известь 

SULF-X



 

 

Н

2

S

  в растворах на нефтяной основе 

Если  известно,  что  разбуриваемая  порода  содержит  Н

2

S  ,  часто  используется 

буровой  раствор  на  нефтяной  основе,  т.к.  бурильная  колонна  смочена  нефтью, 
обеспечивая  защиту  от  коррозии.  Наличие  Н

2

S  в  системе  определяется  снижением 

щелочности  (Роm),  причём  снижение  всегда  очень  быстрое.  В  выкидной  линии  следует 
пподдерживать  избыток  извести.  Рекомендуется  при  бурении  содержащих  Н

2

S  пластов 

сохранять щелочность в выкидной линии минимум 2,5 см?   1N Н

2

SO

4

. 

Кроме почернения буровой раствор приобретает неприятный запах. Реологические и 

фильтрационные  свойства  могут  оставаться  без  изменения.  Обработку  известью  следует 
усилить  незамедлительно  для  сохранения  нужной  щелочности.  Смачиваемость  водой 
должна  быть  под  постоянным  контролем  для  устранения  возможного  контакта  воды  с 
металлическими  изделиями,  что  может  привести  к  водородной  хрупкости  или 
растрескиванию  под  напряжением.  Хороший  эффект  дают  добавки  больших  порций 
нефтесмачивающих  агентов  и  эмульгаторов.  Кроме  этого,  можно  добавлять  цинковые 
соединения  осаждения  сернистой  части  газа,  хотя  это  положение  сомнительно  из-за 
низкой  растворимости  соединений.  Есть,  однако,  предположения,  что  соединения  цинка 
могут  усилить  или  исключить  влияние  Н

2

S  .  Основным  же  материалом  подавления 

кислых газов является известь. 

 

Определение сульфидов 

Обычные  меры  определения  сульфидов  в  растворах  на  водяной  основе  не 

применимы  для  растворов  на  нефтяной  основе.  Наиболее  точным  определением  в 
промысловых условиях является Garrett   Gas Train. 

Метод применим для образцов с нефтяной основой, дизельным топливом или сырой 

нефтью. Методики описания в разделе «Испытания». 

1. Проблема: потеря циркуляции 
Причина - обработка 
Избыточный гидростатический напор - уменьшить вес раствора (если можно) 
Чрезмерные  потери  давления  в  кольцевом  пространстве  -  снизить  реологию  и 

тексотропию. 

Уменьшить 

скорость 

мотора. 

Пульсирующее давление- уменьшить вязкость, таблетки LCM,  вытеснение раствора 

на нефтяной основе. 

 

403 

 

Потеря  циркуляции 

Потеря  циркуляции  связана  с  большими  затратами.  В  некоторых  случаях 

возможность  потери  циркуляции  повышается  в  результате  вяжущего  воздействия 
давления  на  нефть.  Следовательно,  снижение  вязкости  должно  быть  под  постоянным 
контролем  как  и  скорость  циркуляции  для  снижения  потерь  давления  в  кольцевом 
пространстве. 

Потеря циркуляции растворов на нефтяной основе связана с низкой его фильтрацией. 

Свойства нефти делают раствор жидкостью разрыва. Способность действовать в качестве 
расклинивающего  агента  препятствует  смыканию  образовавшихся  трещин.  Поэтому  не 
рекомендуется  пользоваться  раствором  на  нефтяной  основе  для  испытания  башмака 
обсадной и давления гидроразрыва. 

Методика  прекращения  потери  циркуляции  та  же,  что  и  для  растворов  на  водяной 

основе. В определенных условиях действенными оказываются теблетки «LСМ», материал 
борьбы  с  потерей  циркуляции.  В  зону  поглощения  достаточно  пропустить  86-143  кг/м? 
LСМ.  В  этих  таблетках  используется  средние  и/или  мелкие  зерна  слюды  и/или  NUT 
PLUG. На некоторых участках успешно используются калиброванные частицы карбоната 
кальция.  Измельченное  древесное  волокно,  газеты  и  т.д.  должны  применяться  с 
осторожностью, т.к. оказывают вредное воздействие на эмульсию. В наиболее серьезных 
случаях практично провести цементирование под давлением. 

При  отсутствии  результатов  восстановления  циркуляции  обычными  методами 

следует вытеснить раствор  на нефтяной основе раствором на водяной основе. 

 

Регулирование твердой фазы 

Содержание  твёрдой  фазы  должно  быть  под  контролем  в  любом  растворе  для 

регулирования  его  веса.  По  мере  поступления  частиц  как  активных,  так  и  инертных  в 
систему  становится  нефтесмачиваемой  непрерывная  фаза.  Увеличивается  плотность 
бурового  раствора,  вязкость  и  предельное  напряжение  сдвига.  Эти  факторы  в  свою 
очередь  значительно  влияют  на  стоимость  раствора,  скважины,  скорость  бурения, 
гидравлику, способствуют выбросу и/или потере циркуляции. 

Очень важно снижать до минимума наличие твёрдой фазы и не допускать её распада, 

т.к. её легче извлекать механическими средствами. 

 

Грохоты. 

Сохранение низкого содержания твёрдых частиц осуществляется с помощью мелких 

сит  скоростных  грохотов.  Поскольку  шлам  из  раствора  на  нефтяной  основе  крупнее  и 
твёрже при выходе на поверхность, их легче удалить из системы по сравнению раствором 
на  водяной  основе.  Постоянно  должны  использоваться  грохоты  с  мелким  ситом.  Размер 
ячеек 80-120 применяется избирательно. Не допускается пропуск раствора через фильтры, 
т  .к.  шлам  измельчается  при  последующих  циркуляциях.  Большое  количество  шлама 
снижает эффективность оборудования контроля за дополнительной твёрдой фазой. 

 

Очистители бурового раствора 

Очиститель предназначен для удаления больших частиц из системы путем обработки 

грунтовой воды из отстойника через сито. Т.о. фракция из очистителя бурового раствора 
зависит от размера сита. Наиболее оптимальный размер ячеек — 200. Поскольку твердые 
частицы  имеют  тенденцию  к  налипанию  на  других  частицах  при  использовании  сит, 
вместе с нежелательной фазой выносится и утяжелитель. Поэтому при выборе очистителя 
учитывается экономическая эффективность регулирования твёрдой фазы. 

 

Центробежные насосы 

Центробежные  насосы  успешно  регулируют  образование  мелких  частиц,  снижая 

объём разбавления, необходимый для контроля реологических свойств, 

 

404 

Центробежные  насосы  использовались  на  неутяжеленных  буровых  растворах  на 

нефтяной основе для удаления разбуренных частиц и регенерации дорогостоящей жидкой 
фазы.  В  этом  процессе  разбуренные  твёрдые  вещества  удаляются,  а  жидкий  поток 
возвращается  в  активную  систему.  Вес  возвращаемого  раствора  в  активную  систему 
должен контролироваться ежедневно. Если вес превышает вес нефтяной основы, обычно 
7,0  ф./гал,  то  в  систему  возвращается  большое  количество  сверх-мелких  частиц.  В  этом 
случае следует отрегулировать производительность насоса или провести нефте-обработку 
раствора. 

Эти  насосы  использовались  также  на  утяжеленных  растворах  на  нефтяной  основе 

для регулирования сверх мелких частиц. В этом случае выкид, содержащий утяжелитель, 
возвращается  в  активную  систему,  а  жидкая  фаза  удаляется.  Процесс  может  быть 
неэкономичным при сравнении затрат на удаление жидкой фазы. 

Разработана  система  с  двумя  центробежными  насосами.  Теоретически  удаляются 

нежелательные  твёрдые  вещества  и  удерживается  дорогостоящая  жидкая  фаза  и 
утяжелитель.  При  этом  первичный  насос  используется  для  регенерации  утяжелителя. 
Жидкий  поток  от  этого  насоса  обрабатывается  вторым  насосом.  Выкид  второго  насоса 
удаляется, а жидкая фаза либо возвращается в активную систему, либо используется для 
разбавления  первого  насоса.  Вес  жидкой  фазы  от  второго  насоса  проверяется  на 
пригодность её для активной системы. 

Для оценки эффективности системы с двумя центробежными насосами используется 

эмпирическое    правило.  Вес  образца  (пробы)  выходящего  потока  от  второго  насоса 
доводится  до  веса  раствора  активной  системы.  Затем  замеряются  и  сравниваются 
реологические  свойства.  Если  это  неприемлемо,  обрабатывающая  система  регулируется 
для снижения веса выходящего  потока. 

Любая механическая система обработки требует разбавления пресной водой системы 

бурового  раствора  на нефтяной основе.  Для  забойной  фильтрации  и  увеличения  твердой 
фазы  необходимы  добавки  свежей  нефти,  которые  не  обеспечиваются  механическим 
оборудованием. Эффективность очистителя раствора и центробежных насосов снижается 
в  результате  увеличения  вязкости  жидкой  фазы  по  сравнению  с  раствором  на  водяной 
основе.  Поэтому  наиболее  действенным  является  несколько  грохотов,  работающих  на 
большей  скорости,  и  мелко  ячеистые  сита  для  регулирования  содержания  твёрдых 
разбуриваемых частиц в растворах на нефтяной основе. 

Контроль за твёрдой фазой обеспечивает оптимальное поведение раствора и сводит к 

минимуму  время  простоя.  Правильное  использование  оборудования  для  контроля  за 
твердой  фазой  снижает  затраты  на  процесс  разбавления  для  уменьшения  количества 
нежелательных твёрдых частиц. 

 

Цементирование на растворах с нефтяной основой 

Оно 

требует 

использования 

специальных 

расклиниваюших 

агентов‚ 

для 

предотвращения  смешивания  двух  жидкостей.  Они  должны  быть  совместимыми  с 
цементом  и  раствором  и  обладать  другими  необходимыми  качествами  для 
цементирования. 

Каждая компания разрабатывает свой агент. 
Смеси  раствора  на  нефтяной  основе  и  цемента  образуют  вязкую  непрокачиваемую 

массу,  создающую  цементные  каналы,  потерю  циркуляции  и  слабую  цементную  связь. 
Кроме того, раствор на нефтяной основе вызывает нефтесмачиваемость обсадной колонны 
и  ствола,  что  также  дает  слабую  связь.  Использование  специальных  расклинивающих 
агентов  не  только  исключает  эти  проблемы,  но  изменяет  смачиваемость  обсадной 
колонны и ствола.  Улучшение  связи обеспечивается водосмачиваемостью этих зон. Если 
нет  специальных  агентов,  то  используются  обычные  агенты,  состоящие    из  воды  и 
дизельного  топлива,  размещаемых  так,  чтобы  они  контактировали  с  флюидом,