WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

загрузка...
   Добро пожаловать!

Pages:     | 1 || 3 |

Во второй главе рассмотрены вопросы методологии испытаний. Решение поставленных в диссертационной работе задач проведено с использованием экспериментальных лабораторных и промысловых методов испытаний. Лабораторные исследования буровых промывочных и тампонажных растворов включали экспериментальное изучение их технологических свойств в зависимости от состава и соотношения компонентов дисперсной фазы и дисперсионной среды с применением стандартных методик и приборов. Для изучения влияния триботехнических свойств буровых промывочных растворов на изнашивание замков бурильных труб, элементов опор и вооружения шарошечных долот проведен анализ существующих машин трения и соответствующих методик, который позволил выбрать хорошо апробированные в нефтепромысловом деле методы испытаний, базирующиеся на физическом моделировании процессов изнашивания материалов пар трения применительно к буровой технологии.

При разработке средств улучшения противоизносных, противозадирных и антифрикционных свойств промывочных растворов при изнашивании пар трения «горная порода-металл» и «металл-металл» использованы разработанные в УГНТУ машины трения АИ-3, ИС-1р и Экспресс-1. Оценка противоприхватных свойств промывочных растворов проведена с использованием прибора КТК-2, совместимость реагентов оценивалась по диспергируемости их в промывочных жидкостях визуально и по пенообразованию измерением плотности раствора до и после ввода реагента при определенной интенсивности перемешивания смеси.

При разработке и исследовании физико-химической активности реагентов комплексного действия к промывочным растворам применены следующие экспериментальные методы испытаний:

1. Изучение влияния реагентов на поверхностное натяжение на границе «жидкость-воздух». Использован метод Ребиндера.

2. Изучение влияния реагентов на поверхностное натяжение на границе «вода-углеводородная жидкость». Использован сталагмометрический метод.

3. Изучение влияния реагентов на работу выхода электрона для долотной стали измерением контактной разности потенциалов между эталонным и исследуемым электродами. Использован метод Маркова.

4. Изучение влияния промывочных растворов на степень набухания бентонитовой глины методом Жигача-Ярова.

5. Изучение антикоррозионных свойств промывочных растворов потенциостатическим и гравитационным методами с использованием приборов ПИ50-1 и АП-1 соответственно.

6. Изучение влияния степени дисперсности карбонатной фазы на технологические свойства безглинистого карбонатного раствора. Использованы методы дезинтеграторной технологии диспергирования твердой фазы и седиментационного анализа степени дисперсности карбонатного шлама с применением весов Фигуровского.

В целом методология проведения экспериментальных исследований включала поэтапное изучение совместимости реагентов комплексного действия с базовой промывочной жидкостью, физико-химических особенностей проявления многофункциональности реагентов, технологических свойств промывочных и тампонажных растворов и промысловые испытания наиболее перспективных рецептур и технологических рекомендаций.

При проведении лабораторных экспериментов использовались базовые модели реальных составов промывочных жидкостей и тампонажных растворов, образцы кернов с пробуренных скважин на месторождении Варандей-море, образцы морской воды. В необходимых случаях опыты проводились и обрабатывались с применением методов планированного эксперимента и вариационной статистики.

Третья глава посвящена разработке буровых промывочных растворов с улучшенными технологическими свойствами. В основу разработки новых составов растворов для бурения скважин на шельфах морей положены представления об общности механизмов доминирующих взаимодействий в системах «металл-среда-горная порода», сопровождающих процессы потери устойчивости стволов и прихватов в скважинах, снижения естественной проницаемости продуктивных коллекторов, коагуляционного загущения растворов и коррозии глубинного оборудования. Изложенные в данной главе результаты исследований были получены при разработке двух направлений: 1) совершенствование рецептур полимерглинистых промывочных растворов и 2) разработка карбонатных ингибированных промывочных растворов.

Улучшение качества полимерглинистых растворов достигнуто научнообоснованным подбором средств их смешанного, ионного и неионного ингибирования. Для ионного ингибирования предложено использовать традиционно применяемые с этой целью хлориды калия и кальция. Дополнительное, неионное, ингибирование осуществляется, и это является особенностью нашей работы, комбинацией реагентов на основе полимеров полисахаридов и смеси линейных и гетероциклических спиртов. Причем в качестве последних использованы соединения, устойчивые к агрессии таких сильных коагуляторов, как катионы калия, кальция и магния, в значительных количествах содержащихся в пластовых водах скважин шельфов северных морей.

В качестве спиртсодержащих продуктов рекомендовано использовать реагенты Т-80 (Т-92) и технические полигликоли (ТПГ). Исследования показали, что указанные реагенты обладают многофункциональным действием по отношению к промывочным жидкостям, горным породам и металлам, отличаются повышенной биоразлагаемостью и экологической безопасностью. Характерным для спиртовой функциональной группы являются ее известные в технике водовытесняющая и водопоглощающая способности, а благодаря положительному суммарному электронному эффекту она, можно предположить, способна образовывать прочные связи с поверхностью глинистых пород, экранировать их и уменьшать набухание монтмориллонитовых глин. Последнее подтверждается и нашими опытами.

Реагенты Т-80 (Т-92) и ТПГ оказывают положительное влияние на качество вскрытия продуктивных пластов не только из-за способности ингибировать (гидрофобизировать) глинистые породы, но и благодаря своей поверхностной активности. Снижение поверхностного натяжения на границе раздела фаз (пластовая нефть – фильтрат бурового раствора) позволяет повысить степень сродства между ними, облегчить многофазное течение, что особенно важно для вызова притока из пласта. В табл. 1 приведены результаты измерения поверхностного натяжения водных растворов различных ПАВ на границе с керосином и воздухом.

Таблица Поверхностное натяжение водных растворов ПАВ на границе с воздухом и керосином Границы, Н/м при концентрации реагентов, % ПАВ раздела 0 0,05 0,1 0,25 0,5 1 2 3 4 ОП-10 Вода- 52 38 31 21 13 12 ТПГ керосин 52 35 28 19 12 10 (октан) Т-80 52 42 28 18 20 15 17 17 ОП-10 73 42 41 40,5 39,5 Вода- ТПГ 73 50 48 45,5 45 45,воздух Т-80 73 47 44 43,5 42 39,Саополь 73 57 50 49 48 Из табл. 1 видно, что поверхностная активность Т-80 и технического полигликоля примерно одинаковая и сопоставима с ПАВ ОП-10 и саополь. Из приведенных данных также следует, что при вскрытии продуктивного пласта концентрацию ТПГ в буровом растворе необходимо поддерживать на уровне не менее 3-5%, а Т-80 – 0,5-0,75%.

Способность глин к набуханию, адгезионному взаимодействию с поверхностями стенок ствола и бурильных труб может привести к различным осложнениям процесса бурения, к ухудшению качества вскрытия продуктивных пластов. Причем опасность этих и других отрицательных явлений возрастает с увеличением концентрации глинистых частиц в растворе. Поэтому нами изучена возможность ограничения концентрации частиц глины в буровом растворе вплоть до полной замены ее карбонатами. Показано, что комбинирование глинистой дисперсной фазы с карбонатной или приготовление безглинистого карбонатного раствора позволяет резко уменьшить абсолютное содержание числа склонных к коагуляции частиц в растворе. Это способствует улучшению показателей работы долот, уменьшению расхода химреагентов и в целом улучшает технико-экономические показатели бурения. В то же время за счет несложной декольматации продуктивного пласта применением кислотной обработки удается лучше сохранить коллекторские характеристики продуктивных пластов, сократить время освоения и повысить продуктивность скважин.

Достоинством безглинистых карбонатных растворов (БКР) является также устойчивость их к воздействию минеральных солей, вода для приготовления растворов может быть любой степени минерализации. В известной мере улучшается при этом и плотность контакта цементного камня с глинисто-меловой или меловой коркой и породами стенок.

В табл. 2 приведены рецептуры и параметры некоторых составов БКР, перспективных для бурения скважин на шельфах северных морей.

Выполненные исследования показали хорошую совместимость БКР с Т80 (Т-92) и ТПГ, высокую стабильность его, несмотря на, в целом, низкие показатели структурно-механических свойств. Последнее не должно, на наш взгляд, создавать трудности при бурении скважин в связи с неизбежным переходом части мелкодисперсного глинистого шлама в БКР и усилением за счет этого его структурно-механических свойств. Исследования также показали, что дезинтеграторная технология подготовки карбонатной дисперсной фазы БКР позволяет в 1,5-2 раза уменьшить расход дефицитного и дорогостоящего реагента понизителя фильтрации КМЦ.

Таблица Управление параметрами БКР различными методами Параметры Состав УВ100, ПФ30,,,, СНС, Па раствора кг/м3 с см3 Р1 РмПа с Па 1. МВ +10% KCI+ +4%ТПГ+2,5%КМЦ+ +1%ЖС 1100 58 7 35,4 42 3,3 3,2. №1+1%ЖС 1100 н/т 8 67 90 26,4 3. №2+0,05%НТФ 1160 21 10 45,5 45,8 6,6 6,4. МВ+10%КСI+0,5% КМЦ+0,5%КССБ+О,5% ФХЛС+2%КШ+2%ГП 1140 7 9 9,85 55,9 13,0 18,5. МВ+10%КCI+1% КМЦ+1%КССБ+1%ФХЛ С+8% CaCI2+ 4% Na2CO3 1150 9 9 22,5 34,9 3,3 3,Примечание. ГП – глинопорошок; ЖС – жидкое стекло; КШ – карбонатный шлам В четвертой главе приводятся результаты разработки реагентов целенаправленного многофункционального действия для буровых промывочных растворов. На основе существующих теоретических представлений о механизмах доминирующих взаимодействий в системах «буровой раствор – металл», «буровой раствор – горная порода» и «буровой раствор – пластовый флюид», а также с учетом специфических особенностей распространенных функциональных групп в органических соединениях был проведен поиск и выполнены экспериментальные исследования эффективных для буровой технологии химических реагентов на основе синтетических жирных кислот (СЖК) и спиртов.

С целью снижения прихватоопасности в скважинах, уменьшения коррозии колонн, скважинного оборудования и износа бурильного и породоразрушающего инструментов разработаны легированные присадками и омыленные по специальной технологии реагенты на основе СЖК (патент РФ № 2138531). В табл. 3 приведены в качестве примера показатели триботехнических свойств полимерглинистого раствора (ПГР) без добавок и с добавками используемой в бурении скважин рыбожировой смазки (РЖС) и разработанных нами реагентов на основе СЖК.

Таблица Влияние легированных смазочных добавок на противоизносные и антифрикционные свойства ПГР Скорость изнашивания стали (числитель), мм/ч и Раствор коэффициент трения (знаменатель) пары сталь- доломит при интенсивности нагрузки, Н/мм 300 600 900 1200 ПГР 0,13/0,16 0,96/0,20 1,46/0,21 1,8/0,21 2,8/0,ПГР+0,3%Nа-КОСЖК 0,07/0,11 0,08/0,11 0,20/0,10 0,36/0,10 0,42/0,ПГР+0,3% ЛСЖК-360 0,018/0,11 0,06/0,10 0,12/0,10 0,245/0,10 0,32/0,ПГР+0,3%ЛСЖК-МЭА 0,11/0,16 0,13/0,13 0,2/0,12 0,42/0,12 0,61/0,ПГР+0,3% ЛСЖК-21 0,01/0,07 0,015/0,07 0,016/0,075 0,02/0,08 0,05/0,ПГР+0,5% РЖС 0,018/0,12 0,055/0,115 0,11/0,11 0,23/0,10 0,34/0,Из табл. 3 видно, что смазочные добавки ЛСЖК существенно улучшают триботехнические показатели ПГР, а ЛСЖК-21 превосходит и смазочную добавку РЖС.

Выполненные исследования также показали, что рекомендованные нами для ионного ингибирования растворов и улучшения качества вскрытия продуктивных пластов реагенты на основе спиртов Т-80 (Т-92) и ТПГ способны решать и ряд других полезных для буровой технологии задач. Эти реагенты активно взаимодействуют с поверхностью стали благодаря способности к водовытеснению и проявлению электронодонорных свойств, эффективно защищают инструмент от коррозии и износа в различных средах, включая и сероводородсодержащие среды. В табл. 4 приведены результаты измерения контактной разности потенциалов для долотной стали в различных средах.

Таблица Характеристика электронодонорно-акцепторных свойств различных реагентов Раствор КРП в мВ Вода техническая (ВТ) + 1% Т-92 + ВТ + 1% ТПГ + ВТ + 1% КЧНР + ВТ + 0,5% Т-92 + 0,5% ТПГ + Вода сероводородная (ВС) + 1% КЧНР + ВС + 1% Т-92 + ВС + 1% ТПГ + Из табл. 4 видно, что реагенты Т-92 и ТПГ проявляют электронодонорные, пластифицирующие свойства, причем фактически сохраняют их и при поступлении в воду сероводорода. Поглотительная способность реагента Т-92 по отношению к сероводороду показана в табл. 5, из которой видно, что при поступлении в техническую воду сероводорода скорость коррозии возрастает почти в раз. Удовлетворительно защищают от коррозии долотную сталь в технической воде реагенты ИКБ-4 и КЧНР. Высокими защитными свойствами в этих условиях обладает реагент Т-92. В сероводородной воде реагент КЧНР теряет защитные свойства, а реагенты ИКБ-4 и Т-92 имеют степень защиты соответственно 30 и 84 % по отношению к коррозии стали в сероводородной воде.

Как видно из приведенных результатов опытов, лишь реагент класса 1,диоксанов Т-92 полностью нейтрализует агрессивное действие сероводорода по отношению к долотной стали и обеспечивает степень ее защиты 95% по отношению к водопроводной воде. Это позволяет существенно улучшить и износостойкость долотной стали.

Таблица Антикоррозионные свойства различных реагентов Относитель- Степень защиты, % по Среда ная скорость отношению к воде коррозии технической сероводородной Вода техническая (ВТ) 1 - - Вода сероводородная (ВС) 4,75 - - ВТ + 1% ИКБ-4 0,5 50 - ВТ + 1% КЧНР 0,58 42 - ВТ + 1% Т-92 0,08 92 - ВС + 1% ИКБ-4 3,33 - ВС + 1% КЧНР 4,75 - ВС + 1% Т-92 0,75 95 Таким образом, выполненные исследования показали, что для успешной проводки скважин на шельфах северных морей промывочные растворы на водной основе целесообразно облагораживать реагентами комплексного действия ЛСЖК-21, Т-92 и ТПГ, позволяющими улучшать триботехнические свойства растворов и показатели работы долот, уменьшать опасность затяжек и прихватов колонн и приборов в скважинах, противодействовать проявлению неустойчивости терригенных горных пород, загущению раствора коррозионным воздействием агрессивных сред, в т.ч. сероводорода, а также улучшать качество вскрытия продуктивных пластов.

Pages:     | 1 || 3 |






© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»