Бурение грунтовых зондов, установка энергетических колодцев

При бурении нефтяных и газовых скважин прилипание по­верхности бурильных труб к стенкам скважины приводит к сложным авариям.

Для предупреждения этого вредного явления необходимо установить, за счет каких сил происходит довольно прочное соединение разнородных тел и что представляет собой явление прилипания. Академиками Б. В. Дерягиным и А. Н. Фрумкиным доказано, что прилипание двух разнородных поверхностей обусловливается образованием на границе их контакта двой­ного электрического слоя. В общем случае двойной электриче­ский слой образуется вследствие перехода заряженных частиц (электронов и ионов), из которых состоят все тела, из одной фазы в другую за счет неодинакового сродства к ним. Различие сродства электронов связано со скачком потенциала на их гра­нице, который зависит от образования на поверхности раздела фаз ориентированных дипольных слоев. Возникновение скачков потенциала проще всего представить себе, предполагая, что мо­лекулы органического вещества, адсорбируясь, определенным образом ориентируются своими заряженными частями в по­верхностном слое. Знак заряда внешней фазы определяется знаком заряда части молекулы, обращенной к этой фазе. Ве­личины адсорбционного потенциала тесно связаны со строением молекул, образующих поверхностный слой, и с характером рас­положения их на поверхности. Замечено, что вещества со слож­ными молекулами (полимеры), обладающие полярными груп­пами с большим дипольным моментом, как правило, обладают высокой склеивающей способностью. Гидрофильные группы по­лимеров, как, например, гидроксильная—ОН, карбоксильная — СООН, являясь полярными, вносят значительную долю в об­щую величину дипольного момента. При образовании пленки полимера на твердой поверхности силовое поле поверхности ориентирует определенным образом диполи, входящие в состав полимера, в результате чего образуются двойные слои.

Таким образом, механизм образования двойного электриче­ского слоя, обусловливающий прилипание разнородных поверх­ностей, сводится к ориентированной адсорбции полярных групп на поверхности раздела фаз.

Следует отметить, что под действием температуры и ката­лизаторов в полимерах могут образоваться трехмерные сетки (особая структура), при которых полимеры обладают наиболее активным прилипанием к поверхностям. Установлено также, что радиоактивные вещества сообщают атомам некоторых полиме­ров громадную энергию, вследствие чего прочность их прилипа­ния к поверхностям повышается. Ряд полимеров под действием радиоактивного облучения теряет способность прилипать. Так, например, тетрафторэтилен при облучении превращается в бессвязный порошок. В свете этих данных представляет инте­рес проверка действия радиоактивных веществ на поверхность контакта глинистого раствора или корки, обработанных угле­щелочным и другими реагентами, с буриль­ными трубами при прилипании инструмента.

/ Глинистые растворы, обработанные угле-

Рис. 9. Схема адсорбции ионов щелочных метал­лов (Na) на по­верхности глини­стой частицы с об­разованием двой­ного электрическо­го слоя.

J <7^M\—-wn+ щелочным реагентом, как показали исследова­ния П. А. Ребиндера, обладают той или иной липкостью в зависимости от энергии двойного электрического слоя. При вводе в раствор углещелочного реагента происходит адсорбция ионов щелочных металлов, главным образом натрия, на поверхности глинистой частицы с образованием двойного электрического слоя по схеме рис. 9.

I — частица; 2 — диф­фузный слой.

Таким образом, изменение сил прилипания между частицами суспензии и другими поверх­ностями (стенка скважины, бурильные трубы) регулируется изменением энергии двойного электрического слоя, образующегося на по­верхности раздела фаз под действием адсорб­ции особо ориентированных электрически заряженных частиц ионов. Поэтому добавлением в раствор тех или иных веществ можно изменять степень его прилипания к различным поверх­ностям.

Как известно, в глинистом растворе частицы глины и утяже­лителя взвешены в воде, а реагент играет роль стабилизатора, окружая адсорбированной пленкой частицы твердой фазы и препятствуя их слипанию друг с другом. Однако вследствие особенностей формы и наличия на поверхности частиц глины участков с различной гидрофильностью они обладают способ­ностью соединяться своими концами между собой под влия­нием сил притяжения и образовывать скелет или структуру раствора. Благодаря этому свойству глинистых частиц глини­стый раствор обладает способностью удерживать во взвешен­ном состоянии утяжелитель и разбуренную породу. Однако ве­личину сил сцепления глинистых частиц необходимо регулиро­вать в известных допустимых пределах. Недостаток сил сцепле­ния при большом количестве свободной воды в растворе и зна­
чительном расстоянии между частицами вызывает выпадение утяжелителя и частиц породы, а избыток сил сцепления при ма­лом количестве свободной воды крайне затрудняет очистку рас­твора от выбуренной породы и способствует налипанию глини­стых частиц на стенках скважины. При избытке сил сцепления глинистые частицы в покоящемся растворе могут прочно соеди­няться не только друг с другом, но и с поверхностью бурильных труб.

Прилипание глинистых частиц к поверхности труб можно объяснить образованием на поверхности раздела трубы и ча­стиц глинистого раствора сил электрического притяжения, обу­словливаемых наличием на поверхности раздела фаз свобод­ного электрического слоя и зарядом частиц. Если поверхность бурильной трубы будет соприкасаться не с раствором, а с гли­нистой коркой, то силы оцепления между трубой и коркой ока­жутся значительно больше, чем между трубой и пленкой гли­нистого раствора. Это можно объяснить тем, что частицы глины в корке имеют более тонкие водные оболочки, теснее распола­гаются друг к другу, и поэтому силы электрического притяже­ния между поверхностью трубы и частицами глины с тонкими оболочками проявляют себя энергичнее. ‘

Как правило, вязкие глинистые растворы (вязкость более 90—100 сек. по СПВ-5) со значительной величиной статического напряжения сдвига (больше 150 мг/см2) обладают в состоянии покоя ощутительной липкостью и могут способствовать прили­панию поверхности бурильных труб к корке, отложившейся из таких глинистых растворов на стенках скважины. Критерием величины липкости может являться усилие, необходимое для отрыва образца глины от поверхности стальной пластинки, смазанной пленкой испытуемого раствора или глинистой коркой.

Для большинства утяжеленных глинистых растворов удель­ного веса 1,6—il,8 г/см3 при нетекучей вязкости и с несоизмери­мым на стандартных приборах сдвигом величина липкости в со­стоянии покоя может достигать 500—800 г/см2 и даже больше. Это значит, что при прилипании в этих случаях бурильных труб в результате оставления инструмента без движения для. их ос­вобождения потребуется приложить на каждый 1 м2 наружной поверхности трубы 5—8 т нагрузки. При указанных величинах липкости освободить инструмент расхаживанием при помощи талевого механизма буровой установки не представится воз­можным. Предельной величиной липкости раствора и корки на основании опыта проходки буровых скважин в различных неф­тяных районах следует считать 150 г/см2, лучше же стремиться к величине ниже 100 г/см2. Почвоведы и дорожники для обеспе­чения высокопроизводительной работы сельскохозяйственных и дорожных ‘Мишин считают допустимой липкость 70— 80 г/см2.

Вопрос прилипания грунтов, почв и глинистых частиц до­вольно подробно изучался грунтоведами и почвоведами и доста­точно полно освещен в литературе. Согласно исследованиям

В. В. Охотина [30] способность грунтов прилипать к предметам обусловливается главным образом наличием в них глинистых частиц и воды. Максимальное прилипание для глинистых грун­тов происходит при содержании воды 20—30%. С увеличением содержания воды до 40% и больше липкость резко падает. Лип­кость также резко возра­стает с увеличением содер­жания в смесях коллоидных частиц свыше 10—20%.

Рис. 10. График изменения липкости в зависимости от содержания воды и кол­лоидных частиц в смесях.

На рис. 10 представлен график, из которого видно, как изменяется липкость в зависимости от содержания воды и коллоидных частиц в смесях. В. С. Баранов [2], изучая вопрос об изменении липкости глины в зависимо­сти от свойств глинистых растворов, отмечает, что липкость возрастает яри увеличении содержания уг­лещелочного реагента в растворе и зависит от ха­рактера реагента.

В табл. 4 приведены дан­ные В. С. Баранова о липкости глинистых растворов в зависи­мости от характера реагента.

Таблица 4

Наименование реагента	Вязкость по СПВ-5, сек.	Водоотдача за 30 мин., см*	Липкость, г! см*
Углещелочной реагент……………………….	30	и	1030
Сульфитцеллюлозный экстракт без NaOH………………………………………………………	‘ 25	34	315
Крахмальный. . ……………………………….	25	2,8	420
Силикатно-солевой…………………………….	25	45	210

Из приведенной таблицы следует, что с увеличением водо­отдачи липкость снижается и что самую большую липкость имеет раствор, обработанный УЩР. Растворы с большим содер-

жанием. УЩР и низкой водоотдачей имеют повышенную лип­кость и опасны в смысле прилипания инструмента. Утяжелен­ные растворы, как правило, содержат больше твердых частиц и поэтому образуют более липкие корки.

Лаборатория технологии бурения Краснодарского филиала ВНИИ в 1956 г. [20] определяла липкость растворов и корок пружинным динамометром с максимальным растягивающим усилием пружины 900 г/см2 путем отрыва образца глины, сма­занной испытуемым раствором или коркой, от стальной пла­стинки, имитирующей бурильную трубу.

Следует отметить, что все опыты по определению липкости производились при температуре +20° и атмосферном давлении. В настоящее время в Краснодарском филиале ВНИИ продол­жаются работы по выявлению характера изменения липкости растворов и корок при различных давлениях и температурах, что очень важно для уточнения природы прихватов инструмента, оставшегося без движения.

Для установления влияния данного раствора на липкость глин брали образцы различных глин кубанских месторождений и после смачивания раствором отрывали от стальной пластинки через 3 мин. контакта. Для снижения липкости в испытуемый раствор. добавляли легкую парафинистую и тяжелую смоли­стую нефть. Результаты измерения приведены в табл. 5.

. Таблица 5

Липкость, г/см%

о, о о

Стратиграфия и литология образца

+

4- а) 1 Я Си О эЯ

№ скважины

Si S 5 я К СО ‘О со >1 Си Ч О С— О

CL’S4

о 2 _ * ч Я 2 си н о S я at а> о. н К

125 Калужская 325 Калужская 640 Ахтырская

35 30 120

2210 2075 2314

90 70 220

60 £0 280

Кумекая глина. Майкопская глина То же… . .

В качестве склеивающего вещества в опытах 1—2 взят гли­нистый раствор удельного веса 1,6 г/см3, вязкостью 50 сек. по СПВ-5, водоотдачей 12 см3, СНС 31 мг/см2 через 1 мин. и 91 мг/см2 через 10 мин. В опыте 3 применен раствор удель­ного веса 1,70 г/см3, вязкостью 103 сек., водоотдачей 6 см3 и СНС 75 мг/см2 через 1 мин. и 218 мг/см2 через 10 мин. Легкая парафинистая нефть имела удельный вес 0,850 и содержание смол менее 10%; тяжелая—удельный вес 0,970 и содержание смол больше 50%. При смазывании образцов глины не раство­ром, а коркой липкость на отрыв возрастала примерно на 50%.

При определении липкости установлено также, что вели­чина ее зависит от количества добавляемой в раствор нефти.

На рис. 11 приведен график изменения липкости в зависи­мости от процентного содержания нефти в растворе, из кото­рого видно, что минимуму липкости соответствует содержание легкой нефти в растворе 10—15%. Необходимо также отметить, что при содержании нефти в растворе от 15 до 25% липкость снова возрастает, и только при увеличении содержания ее в растворе до 30% и выше липкость неуклонно снижается.

Рис. 11. График изменения липкости в зависимости от процентного содержания нефти в растворе, / — по скв. 80 Северо-Украинская, забой 2408 м, глина майкопская; 2 — по скв. 110 Ахтырская, забой 1175 м, глина чокрака; 3 — по скв. 325 Калужская, забой 2675 м, глина майкопская.

Установлено также, что при данном растворе липкость за­висит и от характера разбуриваемых гли-н. В табл. 6 приведены результаты определения липкости глин кубанского разреза, из которых следует, что наибольшей липкостью обладают глины сармата, карагана и кутаисской свиты, а наименьшей — глины понта и хадыженской свиты.

Таблица 6

№ скважины	Г лубина отбора керна, м	Возраст глины	Липкость раствор без нефти	г/см2 раствор + ю% нефти
110 Ахтырская. .	630	Понт…………………………	90	60
То же………………………	945	Сармат……………………	320	120
345 Зыбза….	1051	Караган…………………..	420	240
110 Ахтырская. .	1132	Чокрак…………………….	100	50
640 Ахтырская. .	2314	Майкоп……………………	220	120
12 Калужская. . .	2281	Хадыженская….	80	60
295 Глубокий Яр.	2041	Кутаис…………………….	320	240

При пользовании пружинным динамометром для определе­ния липкости следует иметь в виду, что получение сопостави­мых результатов возможно только в случае совершенно одно­родной смеси. Если в раствор добавлен реагент или нефть, они должны быть равномерно распределены в растворе. Кроме того, величина липкости, т. е. усилие на динамометре при отрыве об­разца от пластинки, зависит от скорости отрыва. Чем больше скорость отрыва, тем больше потребуется усилие. Таким обра­том. для получения сопоставимых результатов при прочих рав­ных условиях необходима постоянная скорость растягивания пружины динамометра. Исходя из этих соображений, пружин­ный динамометр с ручным приводом желательно заменить дина­мометром с механическим приводом.

С целью равномерного распределения нефти в глинистом растворе в условиях буровой скважины можно рекомендовать следующий метод приготовления эмульсионного раствора. Для эмульгирования лучше брать раствор вязкостью 80—100 сек. по СПВ-5 и в глиномешалке готовить концентрированную эмульсию с содержанием нефти в глинистом растворе до 75%, которая очень хорошо смешивается с раствором. На скважине это надо делать так. В глиномешалку емкостью 4 ж3 загружают 1 ж3 глинистого раствора и 3 ж3 нефти; после 40 мин. перемеши­вания смеси получают эмульсию с высокой концентрацией нефти, которая затем равномерной струей спускается в цирку­лирующий глинистый раствор в течение одного цикла циркуля­ции. Если объем глинистого раствора в скважине и циркуля­ционной системе составляет 120 ж3, то нефти при 10%-ной до­зировке по объему необходимо добавить 12 ж3.

Следовательно, для данных условий необходимо приготовить четыре глиномешалки концентрированной эмульсии и ввести ее за четыре цикла циркуляции раствора в скважине. При таком методе ввода нефти лцпкость раствора и корки должна сни­жаться более равномерно по всей глубине скважины. В связи с тем, что при использовании нефти для установки нефтяных ванн в глинистый раствор зачастую приходится вводить больше 10—15% нефти по объему, что может повлечь за собой повы­шение липкости раствора и корки, необходимо тщательно сле­дить за объемным содержанием нефти в растворе.

После освобождения прихваченного инструмента при по­мощи нефтяной ванны необходимо немедленно объемное со­держание нефти в растворе довести до 10—12%, заменив часть эмульгированного раствора свежим, не содержащим нефти.

Систематический контроль за содержанием нефти в глини­стом растворе является очень важным профилактическим меро­приятием. Его можно ориентировочно осуществить при помощи строгого учета добавок нефти в раствор и учета потерь нефти в процессе бурения скважины. Более точное содержание нефти в растворе следует определять аналитическим методом прибо­рами Дина и Старка. Весовое содержание нефти в объеме рас­твора в граммах на 1 л определяют по формуле

. _ [а —^+«)]у1000

а ’

где а—вес пробы раствора в г; б— вес сухого остатка в гильзе в г; в — количество воды в ловушке в г; у — удель­ный вес эмульсионного раствора в г/щи3.

Наряду с добавками нефти к раствору для снижения его липкости можно пользоваться другими добавками. На промыс­лах Азербайджана для этой цели применяли графит и сульфо — нол. Оптимальное содержание графита в глинистом растворе, по данным АзНИИ, рекомендуется в пределах 0,5—0,8% по весу от объема раствора, при этом вязкость раствора снижается почти в 2 раза, несколько снижается напряжение сдвига.

Графит имеет удельный вес 1,8—2,3 г/см3, поэтому его доба­вление не влечет за собой снижения удельного веса глинистого раствора. Добавка графита, помимо некоторого снижения лип­кости корки, облегчает бурение скважин: уменьшает зависание инструмента, облегчает его проворачивание, увеличивает про­должительность работы деталей турбобура и бурового насоса, а также время пребывания долота на забое.

При добавлении к глинистому раствору водного раствора сульфонола в количестве 1 % по объему напряжение сдвига корки, по данным АзНИИ, можно снизить на 30—40%. Про­мышленное опробование сульфонола на скв. 212 Карадаг под­твердило его пригодность как понизителя липкости корок утя­желенных глинистых растворов для предупреждения прилипа­ния инструмента. .

Регулировать вязкость и липкость раствора и корок, а сле­довательно, предупреждать прилипание инструмента можно путем поддержания в глинистом растворе определенного коли­чества тонкодисперсных частиц. Проведенными работами в АзНИИ доказана возможность удаления избытка тонкоди­сперсных глинистых частиц из утяжеленного глинистого рас­твора электрофорезом и установлено следующее.

1. При электрофорезе утяжеленных глинистых растворов, на­ходящихся в движении, вязкость снижается в 1,5—2 раза.

2. Степень снижения вязкости глинистых растворов не зави­сит от их удельного веса.

3. На эффективность снижения вязкости влияет плотность тока, величина рабочей поверхности электродов, расстояние между ними, скорость прохождения раствора через электрофо­ретическую установку, а также вязкость и pH исходного рас­твора.

4. Отлагающаяся на аноде корка состоит в основном из глины, содержание в ней утяжелителя не превышает 3—5%.

5. Плотность тока, обеспечивающая эффективное снижение вязкости утяжеленного раствора, составляет 0,08—0,1 aj’cM2. Расход электроэнергии для выделения из утяжеленного рас­твора 1 т глины не превышает 150 квт-ч.

В течение 1956—1957 гг. на ряде площадей Кубани и Ста­линградской области с целью восстановления восприимчивости глинистых растворов к обработке УЩР, поддержания их вяз­кости и СНС в допустимых пределах применяли известковую обработку растворов, в результате чего прихваты инструмента из-за прилипания значительно сократились. После известкова­ния разбуриваемая глина значительно медленнее дисперги­руется, вследствие чего вязкость, СНС и липкость таких раство­ров обычно ниже, чем до известковой обработки.

Комментарии запрещены.