WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

   Добро пожаловать!

Pages:     || 2 |
-- [ Страница 1 ] --

7. ОЧИСТНЫЕ АГЕНТЫ Эффективность бурения скважин во многом определяется составом очистного агента, а также схемой и режимом промывки скважины. В качестве очистного агента могут быть использованы

промывочные жидкости, газообразные агенты (воздух, газы) и их смеси (аэрозоли, аэрированные жидкости и пены).

Рациональные условия применения различных видов очистных агентов зависят от их состава, технологических свойств, а также опре деляются свойствами перебуриваемых горных пород, величиной пла стового давления флюидов, минерализацией вмещающих горных по род и другими факторами.

Очистные агенты предназначены для выполнения следующих ос новных функций в процессе бурения:

1) очистки забоя от частиц выбуренной породы и выноса их на по верхность потоком очистного агента;

2) охлаждение породоразрушающего инструмента.

В зависимости от состава очистные агенты могут выполнять до полнительные функции:

сохранять и повышать устойчивость стенок скважины;

удерживать при прекращении циркуляции частицы выбуренных пород и утяжелителя во взвешенном состоянии;

способствовать разрушению горных пород на забое скважины;

гасить вибрации и снижать трение бурового инструмента о стенки скважины;

предотвращать поступление воды, газов в ствол скважины;

обеспечивать перенос энергии насоса или компрессора к забойному двигателю – гидроударнику, пневмоударнику.

Кроме того, очистные агенты должны удовлетворять определен ным требованиям в процессе бурения:

приготавливаться из недорогих и недефицитных материалов, быть нетоксичными и не загрязнять окружающую среду;

легко обрабатываться химическими реагентами и менять свои свойства в широком диапазоне;

быть устойчивыми к действию минерализованных сред, снижать коррозию и абразивный износ инструмента и бурильной колонны;

обладать тиксотропными свойствами, надежно закупоривать поры и трещины в слабонапорных горизонтах, а при вскрытии продуктив ных горизонтов не ухудшать их коллекторских свойств.

Практически невозможно подобрать очистной агент, который бы удовлетворял всем перечисленным требованиям. В зависимости от геолого-технических условий подбирается какой-то один вид очистно го агента, а его технологические свойства регулируются посредством химических реагентов с учетом определенных практических требова ний.

7.1. КЛАССИФИКАЦИЯ ОЧИСТНЫХ АГЕНТОВ Очистные агенты представляют собой дисперсные системы, которые состоят из дисперсной или твердой фазы и дисперсионной среды, представленной жидкой или газообразной фазами.

Существует множество классификаций очистных агентов по тем или иным признакам. Наиболее целесообразно определять их класси фикацию по следующим признакам [2].

1. По виду дисперсионной среды:

с водной дисперсионной средой (на водной основе);

с углеводородной дисперсионной средой (на углеводородной осно ве);

газообразные агенты.

2. По виду дисперсной фазы:

с твердой фазой (дисперсии, суспензии);

с жидкой фазой (эмульсии);

с газообразной (аэрированные растворы, пены);

с конденсированной фазой;

комбинированные.

3. По составу дисперсной фазы или солей:

глинистые растворы (суспензии);

силикатно-гуминовые растворы;

меловые растворы;

алюминатные растворы;

гипсовые растворы;

хлоркальциевые растворы;

хлоркалиевые растворы и др.

4. В зависимости от обработки:

обработанные химическими реагентами;

необработанные.

5. По условиям применения:

для нормальных геологических условий;

для осложненных условий.

6. По способу приготовления:

естественные – из разбуриваемых горных пород;

искусственно приготовленные.

7. По степени минерализации NaCl:

пресные и слабоминерализованные до 0,5 % NaCl;

средней минерализации 1–3,5 % NaCl;

высокоминерализованные до 10 % NaCl.

7.2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ПАРАМЕТРЫ ПРОМЫВОЧНЫХ ЖИДКОСТЕЙ Бурение скважин ведется в разных геолого-технических условиях и для успешной их проходки применяются разнообразные по составу и качеству промывочные жидкости. Для контроля качества промывоч ных жидкостей применяется целый ряд технологических параметров.

Для каждого технологического интервала (пласта, горизонта, сви ты) должны быть выбраны и обоснованы (регламентированные) свой ства (параметры) промывочной жидкости:

плотность, г/см3;

показатель фильтрации за 30 мин Ф30, см3;

толщина фильтрационной корки t, мм;

пластическая вязкость µп, Пас;

динамическое напряжение сдвига 0, Па;

эффективная вязкость µэ, Пас;

статическое напряжение сдвига за 1 и 10 мин соответственно СНС и СНС10, Па;

условная вязкость Т, с;

водородный показатель рН;

содержание песка П, %.

Плотность – это масса единицы объема. Она выражается в г/см или кг/м3. Плотность зависит от содержания и состава твердой фазы.

Хотя повышение плотности отрицательно влияет на механическую скорость бурения, в то же время она способствует созданию давления на стенки скважины и предотвращает их обрушение, притоки в сква жину воды, нефти. С понижением плотности уменьшаются поглоще ния промывочных жидкостей. Поэтому для ее снижения в промывоч ную жидкость вводят воздух и получают аэрированный раствор.

Плотность промывочной жидкости должна быть такой, чтобы обеспечить компенсацию пластового давления флюидов проявляющих горизонтов и не допустить нарушения целостности стенок скважины в породах, склонных к этому виду осложнений.

Однако плотность промывочной жидкости должна быть минималь ной, чтобы не допустить поглощения и не ухудшать технико экономические показатели бурения.

Показатель фильтрации промывочной жидкости Ф30 определяется устойчивостью, проницаемостью горных пород, а также их насыщен ностью пластовыми водами и флюидами. Снижение показателей реко мендуется для бурения в неустойчивых, хорошо проницаемых породах и при вскрытии продуктивных залежей. Однако чрезмерное снижение показателя фильтрации может вызвать ухудшение технико экономических показателей бурения скважины из-за нарушения ба ланса гидростатического и пластового (призабойного) давления в скважине. Проникающий фильтрат в забой способствует компенса ции давления вокруг сколотой частицы, что приводит к улучшению условий очистки забоя от выбуренных частиц шлама и повышает буримость горной породы.

Во всех случаях необходимо стремиться к уменьшению толщины глинистой корки.

Следует отметить, что при бурении в неустойчивых и проницаемых горных породах значение показателя фильтрации должно быть не бо лее 3–6 см3 за 30 мин.

Вязкость раствора должна быть достаточной для обеспечения вы носа частиц выбуренной породы из скважины, предотвращения, сни жения или прекращения поглощений промывочной жидкости в сква жине. Однако чрезмерная вязкость повышает гидравлические сопро тивления в циркуляционной системе скважины и ухудшает условия очистки промывочной системы.

Величина условной вязкости Т должна составлять 25–30 с.

Исходя из опыта бурения скважин, значение пластической вязкости не должно превышать 0,006 Пас при плотности растворов до 1,4 г/см и 0,01 при плотности свыше 1,4 г/см3.

Выносная способность промывочной жидкости определяется в ос новном двумя показателями: скоростью восходящего потока и дина мическим напряжением сдвига. Из опыта бурения известно, что хоро шие условия выноса частиц шлама на поверхность при ламинарном режиме течения промывочной жидкости и удержание частиц утяжели теля наблюдаются при 0 = 1,52,0 Па.

Статическое напряжение сдвига должно быть достаточным для удержания во взвешенном состоянии утяжелителя и частиц выбурен ной породы при прекращении циркуляции промывочной жидкости.

Вместе с тем статическое напряжение сдвига должно быть минималь но допустимым, так как повышенное значение прочности структуры промывочной жидкости вызывает затруднение при запуске насосов, создает значительное давление на стенки скважины, что в слабосвя занных породах может вызвать гидравлический разрыв пласта при восстановлении циркуляции и ухудшает условия очистки от частиц выбуренной породы и дегазации очистного агента.

Хорошая удерживающая способность промывочной жидкости дос тигается при СНС1 1,25 Па и СНС10 60 Па при коэффициенте тик сотропности Kт = 10/1 3.

Значение водородного показателя рН определяется типом промы вочной жидкости, видом химического реагента, используемого для регулирования параметров бурового раствора, и характером и интен сивностью взаимодействия фильтрата промывочной жидкости с поро дами и флюидами продуктивных пластов и неустойчивыми породами в стенках скважины. При рекомендации значения рН необходимо учи тывать возможность изменения интенсивности коррозии бурового оборудования и инструмента. При этом требования к щелочности про мывочной жидкости противоположны для работы бурильных труб, изготовленных из стали и легкосплавных материалов.

Лучшие тиксотропные свойства раствора наблюдаются при рН = 810, минимальная стабильность – при рН = 2,74,0, наиболее высокая стабильность – при рН = 10,511,5, минимальная вязкость – при рН = 8,5, минимальная коррозия стальных бурильных труб – при рН > 7,0, а минимальная коррозия бурильных труб из алюминиевых сплавов – при рН < 10. Исходя из этого, оптимальным значением следует считать рН = 8,08,5.

7.3. МАТЕРИАЛЫ И РЕАГЕНТЫ ДЛЯ ПРИГОТОВЛЕНИЯ ПРОМЫВОЧНЫХ ЖИДКОСТЕЙ ГЛИНА Глина – основной компонент для приготовления промывочных жидко стей. Отличительная способность глины состоит в том, что, адсорбируя воду, она превращается в вязкий, пластичный материал, который легко распускается в воде и образует стабильные суспензии.

В состав глин входят осадочные полудисперсные породы, а также водорастворимые соли и органические вещества. По химическому со ставу глины относятся к водным алюмосиликатам. Наиболее распро страненные глинообразующие материалы – монтмориллонит, гидро слюда, каолинит и палыгорскит.

Физико-химические характеристики глинистых минералов пред ставлены в табл. 7.1.

Т а б л и ц а 7. Обменная Удельная Плотность, Выход рас Глины емкость, г/см3 мг-экв/100 г поверхность, твора, м3/т м2/г Бентонитовые 2,5–2,73 60–150 800 10– Иллитовые (гидрослю- 2,48–2,7 10–40 80 2– дистые) Каолинитовые 2,47–2,68 3–15 10 1,5– Палыгорскитовые 2,5–2,7 20–30 800 4– ДИСПЕРСИОННАЯ СРЕДА ПРОМЫВОЧНЫХ ЖИДКОСТЕЙ В качестве дисперсионной среды для приготовления очистных агентов используются вода, нефть и сжатый воздух.

Наиболее распространенной средой для приготовления промы вочных жидкостей является вода. Молекула воды обычно дис социирует на ионы H+ и OH-.

В воде могут присутствовать соли карбонатов и бикарбонатов Са и Mg или других солей этих катионов (CaSO4, CaCl2, MgSO4, MgCl2), которые придают воде жесткость. По величине жесткости воду делят на мягкую (1,5–3,0 ммоль/кг), умеренно жесткую (3–5,5 ммоль/кг), жесткую (5,5–9 ммоль/кг) и очень жесткую (9–10 ммоль/кг).

Жесткость воды ухудшает свойства глинистых растворов.

В воде могут присутствовать и другие соли, общее содержание ко торых может колебаться в различных пределах. По содержанию солей воды подразделяются на пресные (<0,1 %), минерализованные (0,1– %) и рассолы (>5 %).

Качество воды во многом определяет выбор состава глины и хими ческих реагентов. Пресная вода обеспечивает лучшие качества глини стых растворов и наибольший его выход. При большом содержании солей (5 %) бентонит теряет свои коллоидные свойства. В данном слу чае лучше применять палыгорскитовые глины.

Для приготовления промывочных жидкостей на углеводородной основе чаще всего используют дизельное топливо.

В районах, где затруднено водоснабжение, применяется бурение с ис пользованием сжатого воздуха или газожидкостных смесей.

ХИМИЧЕСКИЕ РЕАГЕНТЫ Для приготовления промывочных жидкостей применяются разные по составу глины и вода, поэтому свойства растворов могут быть весьма разнообразными.

Кроме того, в процессе бурения под действием солей, присутствую щих в подземных водах, и частиц выбуренной породы параметры про мывочных жидкостей сильно меняются. Для придания раствору опреде ленных технологических свойств, отвечающих требованиям конкретных геологических условий, промывочные жидкости обрабатывают различ ными химическими реагентами.

Кальцинированная сода – карбонат натрия Na2CO3 – представляет собой белый порошок, хорошо растворимый в воде, плотностью 2, г/см3. Перед вводом в промывочную жидкость ее предварительно рас творяют в воде, но возможен ввод в сухом виде.

Назначение:

связывание двухвалентных катионов, поступающих в раствор при разбуривании гипса, ангидрита, цемента или с пластовой минерализо ванной водой;

ухудшение свойств глинистых растворов, приготовленных из мест ных глин невысокого качества;

повышение качества глинопорошков из небентонитовых глин, уве личение выхода глинистого раствора;

повышение щелочности глинистого раствора.

Каустическая сода – гидроксид натрия NaOH – применяется для обработки почти всех видов промывочных жидкостей на водной осно ве. Это твердое вещество белого цвета, легко растворимое в воде с выделением тепла, плотностью 2,13 г/см3. Твердый гидроксид погло щает из воздуха пары воды и CO2. Поставляется в твердом виде в ме таллических барабанах массой 200 кг или в виде 40–50 % раствора.

Назначение:

нейтрализация сероводорода;

обеспечение растворения органических реагентов;

связывание двухвалентных катионов;

повышение щелочности растворов.

Гидроксид кальция – гашеная известь Ca(OH)2 – широко приме няется для регулирования свойств глинистых растворов.

Назначение:

загущение глинистых растворов в области гидрофильной коагуля ции и повышения структурных свойств растворов;

увеличение содержания катионов кальция в фильтрате;

повышение щелочности глинистых растворов.

Гашеная известь – порошок белого цвета плотностью 2,24 г/см3, слабо растворимый в воде.

Вводится в глинистый раствор в виде известкового молочка – на сыщенного раствора Ca(OH)2, содержащего во взвешенном состоянии нерастворимый гидроксид кальция.

Органические реагенты – защитные коллоиды. Их действие на глинистые суспензии связано с тем, что при вводе в глинистый рас твор молекулы этих реагентов адсорбируются на поверхности глини стых частиц и предохраняют их от взаимного слипания. Это приводит к повышению агрегативной устойчивости глинистой суспензии и по давляет способность глинистого раствора к структурообразованию.

Органические реагенты имеют относительно небольшую молеку лярную массу, разжижают глинистые суспензии за счет значительного снижения интенсивности структурообразования.

Старейшие органические реагенты – химические реагенты на осно ве гуминовых кислот.

Сульфит-спиртовая барда (ССБ) – побочный продукт производ ства целлюлозы из древесины, представляющий собой смесь органи ческих веществ, в которой преобладают соли лигносульфоновых ки слот: лигносульфонаты кальция, натрия, алюминия.

ССБ хорошо растворима в воде, образует коллоидный раствор. По ставляется в виде 40–50%-ного водного раствора, реже в виде твердой вароподобной аморфной массы или порошкообразного продукта.

Основное назначение ССБ – разжижение кальциевых глинистых растворов, в отличие от натриевых глинистых суспензий, где катионы кальция реагента вызывают коагуляцию таких растворов. Одновре менно ССБ способствует снижению водоотдачи.

ССБ используется совместно с каустической содой (5 массовых частей NaOH на 30 частей ССБ) для разжижения глинистых суспензий в щелочной среде.

Конденсированная сульфит-спиртовая барда (КССБ) представ ляет собой модификацию ССБ при нагревании ее в присутствии фор малина и серной кислоты.

Разновидности КССБ:

КССБ-1 – для понижения водоотдачи пресных глинистых ра створов при температуре до 120 °С, эффективно снижает вязкость кальциевых растворов;

КССБ-2 – для понижения водоотдачи глинистых растворов при ми нерализации до 100 г/л NaCl и температуре до 150 °С;

КССБ-4 – для понижения водоотдачи пресных и минерализованных глинистых растворов, в пресных растворах реагент эффективен при температуре до 185–200 °С.

Окисленная сульфит-спиртовая барда (ОССБ) – это хромлигно сульфонат, приготовляемый путем смешивания ССБ с хромпиком Na2Cr2O72H2O и выдерживания в течение 14–18 ч.

ОССБ способна разжижать глинистые растворы при содержании более 200 мг/л катионов кальция и высокой температуре.

Природный водорастворимый полисахарид – крахмал является смесью полисахаридов с общей формулой (C6H10O5)n.

Промышленность выпускает для нужд бурения модифицированный крахмал МК-1, который получают путем нагрева крахмальной суспен зии до 160 °С в присутствии алюмокалиевых квасцов – KАl(SO4)212H2O. Реагент МК-1 представляет собой белый порошок.

Основное назначение МК-1 – понижение водоотдачи сильноминерали зованных глинистых растворов, особенно в присутствии соединений кальция и магния.

Карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ) – водорастворимый эфир цел люлозы. Представляет собой нерастворимый в воде полисахарид [C6H7O2(OH)3]n.

КМЦ получают из целлюлозы при обработке ее NaOH и монохло руксусным натрием.

Для бурения выпускают три марки технической карбоксиметил целлюлозы: КМЦ-500, КМЦ-600 и КМЦ-700, требования к которым определяются в соответствии с ГОСТ 605-386–80. КМЦ-500 применя ют в концентрации до 2,5 % для снижения водоотдачи при насыщении раствора по NaCl и температуре до 145 °С. КМЦ-600 – в концентрации до 2 % для снижения водоотдачи сильноминерализованных растворов и температуре до 160 °С;

КМЦ-700 в концентрации до 1,8 % – для сни жения водоотдачи сильноминерализованных и малоглинистых раство ров при температуре до 180 °С.

Поверхностно-активные вещества (ПАВ), адсорбируясь на по верхности раздела, понижают поверхностное натяжение на границе раздела фаз жидкость – газ, жидкость – твердое тело. При этом изме няются физические свойства поверхностей.

По химическому составу ПАВ разделяются на неионогенные и ио ногенные.

Неионогенные ПАВ не диссоциируют в воде на ионы, а их взаимо действие с водой обусловлено наличием гидрофильной группы в мо лекуле ПАВ.

К анионактивным ПАВ относятся мыла, сульфиты спиртов, арома тические сульфокислоты и др. Из них в бурении находят широкое применение сульфонаты, сульфонолы, азолят А, а также моющие средства "Прогресс", "Новость" и др.

Характер действия и эффективность ПАВ зависят от их концентра ции, свойств растворителя, степени минерализации подземных вод.

Поверхностно-активные вещества, понижающие поверхностное на тяжение на границе раздела жидкость – воздух, относятся к группе пенообразователей и используются для получения аэрированных про мывочных жидкостей и пен. Для этой цели в ос Т а б л и ц а 7. Тип бурового Область применения Параметры раствора Буровые растворы на водной основе Техническая или мор- В твердых, устойчивых поро- б.р = 10001030;

Т500, Ф30, СНС ская вода (безглини- дах карбонатно-песчаного и рН не регламентируются стый раствор) комплекса, гипсах и других отложениях, слабогидрати рующих в воде при отсут ствии в разрезе нефтегазово допроявляющих пластов Нестабилизированные При бурении с поверхности в б.р = 10501240;

Т500 = 2550;

глинистые суспензии и сравнительно устойчивых Ф30, СНС не регламентируются суспензии из выбурен- разрезах, сложенных мало ных пород проницаемыми породами Гуматные растворы Сравнительно устойчивые б.р = 10302200;

Т500 = 2060;

разрезы при отсутствии на- СНС1 = 1,86,0;

СНС10 = 410;

бухающих и диспергирующих рН = 910;

ТС = глинистых пород Лигносульфонатные При разбуривании глинистых б.р = 10602200;

Т500 = 1840;

растворы отложений, гипсов, ан- Ф30 = 50;

СНС1 = 0,64,5;

гидритов и карбонатных по- СНС10 = 1,29;

рН = 810;

род ТС Хромлигносульфонат- Глинистые и аргиллитопо- б.р = 11602200;

Т500 = 1840;

ные растворы добные породы при высоких Ф30 = 40;

СНС1 = 0,64,5;

забойных температурах СНС10 = 1,29;

рН = 910;

ТС Полимерные недис- В разрезах, сложенных устой- пергирующие раство- чивыми низкоколлоидными ры глинистыми и карбонатными C небольшим содержа- породами для пре- б.р = 10302000;

Т500 = 2060;

нием твердой фазы дупреждения диспергирова- Ф30 = 58;

СНС1 = 1,26,0;

ния разбуриваемых пород и СНС10 = 2,49;

рН = 89;

повышения содержания твер- ТС дой и глинистой фазы в буро вом растворе Безглинистые б.р = 1020;

Ф30 = 810;

СНС1 = 7;

СНС10 = 11;

рН = Ингибирующие раст- Для снижения интенсивности воры перехода выбуренной породы в глинистый раствор;

повы- шение устойчивости стенок скважины.

Алюминатные Разбуривание глинистых от- б.р = 13001500;

Т500 = 3560;

ложений в условиях невысо- Ф30 = 35;

СНС1 = 6,0;

СНС10 = ких забойных температур (до 9;

рН = 10,511, 100 °С) П р о д о л ж е н и е т а б л. 7. Тип бурового Область применения Параметры раствора Кальциевые В глинистых отложениях и б.р = 13002200;

Т500= 70100;

аргиллитах для предотвраще- Ф30 = 28;

СНС1 = 9;

ния перехода выбуренной СНС10 = 15;

рН = 8, глины в натриевую форму Известковые с высоким Разбуривание высококолло- б.р = 10802200;

Т500 = 1830;

рН идных глинистых пород и Ф30 = 48;

СНС1 = 0,62,4;

аргиллитов СНС10= 0,93,6;

рН = 1112,5;

ТС = Известковые с низким Разбуривание глинистых от- б.р = 10402200;

Т500 = 2540;

рН ложений (температурный пре- Ф30 = 48;

СНС1 = 1,26;

дел 160 °С) СНС10 = 39;

рН = 8,59, Хлоркальциевый Разбуривание неустойчивых б.р = 10802000;

Т500 = 2540;

аргиллитоподобных от- Ф30 = 48;

СНС1 = 1,26,0;

ложений СНС10 = 3,61,2;

рН = 99,5;

ТС = Алюмокалиевый Разбуривание увлажненных б.р = 10802000;

Т500 = 2540;

отложений при температуре Ф30 = 46;

СНС1 = 1,26,0;

90 °С рН = 99,5;

ТС = Силикатные Для повышения устойчивости б.р = 10502000;

Т500 = 2040;

ствола скважины при разбу- Ф30 = 48;

СНС1 = 0,54,5;

ривании осыпающихся пород СНС10= 2,713,5;

рН = 8,59, (мощных отложений гипсов и ангидритов) Гидрофобизирующие Для предотвращения увлаж- б.р = 10001240;

Т500 = 2530;

нения, набухания и диспер- Ф30 = 58;

СНС1 = 1,26;

гирования глинистых пород, СНС10 = 2,49;

рН = сохранения свойств растворов стабильными в течение дли тельного времени Соленасыщенные растворы Необработанный гли- При разбуривании соленос- б.р = 12002000;

Т500 = 2040;

нистый соленасыщен- ных отложений во избежание Ф30 – не регламентируется;

ный кавернообразований без тер- СНС1 = 1,23,6;

ригенных отложений, а также СНС10 = 2,47,2;

рН = 7, при высокой забойной темпе ратуре (до 160 °С) Стабилизированный Бурение в солях с пропласт- б.р = 12002000;

Т500 = 2560;

соленасыщенный ками глинистых отложений Ф30 = 35;

СНС1 = 2490;

при температуре 100–220 °С СНС10= 34135;

рН = 7,58, На основе гидрогеля Разбуривание терригенных б.р = 12002000;

Т500 = 2560;

магния пород для повышения устой- Ф30 = 55;

СНС1 = 2490;

чивости ствола скважины СНС10= 34135;

рН = 7,58, соленосных пород – би шофита, карналлита П р о д о л ж е н и е т а б л. 7. Тип бурового Область применения Параметры раствора Тяжелые жидкости При вскрытии продуктивных б.р = 14001820;

Ф30 = (NaCl, CaCl2, CaBr2) горизонтов;

закачивание и глушение скважин с давле ниями в продуктивных пла стах, превышающими гидро статическое;

предотвращение кольматации продуктивного пласта Растворы на нефтя- ной основе (РНО) Безводный известково- Разбуривание легко набу- б.р = 9801020;

Т500 = 180100;

битумный (ИБР) хающих, склонных к обвалам Ф30 = 0;

СНС1 = 0,30,5;

глинистых пород, соленосных СНС10 = 0,42,0;

отложений;

при вскрытии ТС = продуктивных пластов с низ кими коллекторскими свойст вами Эмульсионный (ЭИБР) Для вскрытия и освоения продуктивных пластов Высококонцентриро- При бурении скважин с за- б.р = 11301140;

Т500 = 90100;

ванный инвертный бойными температурами Тз < Ф30 = 00,5;

СНС1 = 0,20,3;

эмульсионный (ВИЭР) 70 °С СНС10 = 0,30, Термостойкий интерт- Для бурения скважин с за- СНС1 = 1,88,5;

но-эмульсионный бойной температурой до 200 СНС10 = 2, (ТИЭР) °С Термостойкая инверт- Для предотвращения перехо- б.р = 10302100;

Т500= 150200;

ная эмульсия на основе да выбуренной породы в Ф30 = 36;

СНС1 = 0,32,4;

порошкообразного эмульсию в условиях высокой СНС10 = 1,24, эмульгатора ЭК-1 температуры (до 200 °С) и со левой агрессии Газообразные агенты Сжатый воздух, при- Устойчивые породы, в кото- – родный газ, выхлопные рых отсутствует вода и нефть газы ДВС Туман (аэрозоль, со- При поступлении в скважину – стоящая из газовой воды, нефти или газа свыше среды) допустимых объемов (в слу чае использования воздуха или газа) Пены В твердых породах (известня- – ки, доломиты), многолетне мерзлых породах;

в пористых поглощающих горизонтах;

при вскрытии продуктивных пластов;

освоение и капи тальный ремонт скважин П р о д о л ж е н и е т а б л. 7. Тип бурового Область применения Параметры раствора АБР Для прохождения зон погло- – щений, в которых пластовое давление воды, нефти или газа ниже гидростатического Примечание. Значения – в кг/м3;

Т500 – в с;

СНС – в Па;

Ф30 – в см3/30 мин;

ТС (темпе б.р ратурная стабильность) – в °С.

новном применяются анионактивные ПАВ. Их оптимальная концен трация – от 0,1 до 0,5 %.

При алмазном бурении широко используют эмульсионные жидкости, обладающие смазочными свойствами. В состав этих жидкостей входят такие ПАВ, как ОП-7, ОП-10, кубовые остатки жирных кислот: госси половая смола, кожевенная эмульгирующая паста, синтетические жир ные кислоты. ПАВ применяют для приготовления эмульсолов: СТП-10, ленол 10, ленол 26П, морозол и др.

Краткая характеристика наиболее часто используемых буровых растворов приведена в табл. 7.2, а характеристика ПАВ – в табл. 7.3.

7.4. РАСЧЕТЫ ПРИ ПРИГОТОВЛЕНИИ И РЕГУЛИРОВАНИИ СВОЙСТВ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ Количество глины для приготовления бурового раствора зависит от ее качества, которое определяется показателем выход раствора (в м3):

mг (г - в ) Bр =, (7.1) (б.р - в )г где mг – масса глины, mг = 1000 кг;

г – плотность глины, г = = 23002600 кг/м3;

в – плотность воды, в = 1000 кг/м3;

б.р – плотность бурового раствора, кг/м3.

Глинопорошки для бурения должны отвечать показателям, при веденным в табл. 7.4.

Применительно к комовым глинам основной показатель, по ко торому оценивают качество глиноматериала, – это коллоидность, ха рактеризующая количество глины, необходимое для приготовле По Р. А. Ганджумяну.

Т а б л и ц а 7. Краткая характеристика ПАВ Концентра ция активно Наимено- Номер ГОСТа Вид упа Тип Химический состав Характеристика по ГОСТ го в-ва в то вание (ВТУ) ковки варном про дукте, % ОП-7 Неионо- Смесь полиэтиленгликолевых ГОСТ 8433–57 Маслообразная жидкость или 99,5 Стальные генное эфиров моно- и диалкилфенолов, паста от светло-желтого до свет- бочки содержащих в алкильных цепях ло-коричневого цвета, рН 1% 9–10 атомов С и 6–7 молекул оки- ного водного раствора 6–8. По си этилена верхностное натяжение 0,5% ного раствора = 3,5 Па ОП-10 То же То же, содержание окиси этилена То же То же, = 3,7 Па 99,5 То же 10–12 молекул ПО-1 Анион-ак- Керосиновый контакт ГОСТ 463– ГОСТ 6948–54 Темно-коричневая жидкость – В цистер тивное 53 с добавлением костного клея вязкостью 40 с, плотностью = нах ГОСТ 2087–47, этилового спирта 1,1 г/см3. Кратность пены 2% ГОСТ 131–52 и едкого натра ного водного раствора не менее Прогресс То же Водный раствор смеси натрие- ВТУ 315–58 Прозрачная жидкость от темно- 20 Стальные вых солей сернокислых эфиров желтого до коричневого цвета, рН бочки, би вторичных спиртов, содержащих = 89 доны 6–10 атомов С Сульфонат То же Смесь натриевых солей алкил- ГОСТ 12390–66 Чешуйки от светло-желтого до 89,5 Мешки из сульфокислот, содержащих 12– 18 коричневого цвета. Хорошо рас- крафт-бу атомов С творим в воде, не выпадает из маги разбавленных растворов: кислот, щелочей, солей, рН 5%-ного раствора 7, ния единицы объема глинистого раствора с условной вязкостью 25– с. В табл. 7.4 приводятся показатели, характеризующие качество гли ны плотностью 2500 кг/м3.

Сорт Высший I II III IV.....................................................................

Выход бурового раствора из 1000 кг гли- 15 12 9 6 < нопорошка, м3...........................................

Плотность бурового раствора, кг/м3..... 1043 1054 1073 1100 > Примечание. Влажность не более 6–8 %.

Масса глины без учета влажности, необходимая для приготовле ния требуемого количества глинистого раствора (в кг), определяется по формуле гVб.р (б.р - в ) mг =, (7.2) г - в где Vб.р – объем бурового раствора.

Масса глины без учета влажности, необходимая для приготов ления 1 м3 бурового раствора (в кг), определяется по формуле (7.2) при Vб.р = 1 м3.

Масса глины для приготовления 1 м3 бурового раствора (в кг) с учетом влажности г (б.р - в )Vб.р mг =, (7.3) (б.р - в )(1-W + Wг 10-3) где W – влажность глины, доли единицы, для инженерных расчетов принимается W = 0,05–0,1.

Масса воды (в кг), необходимая для приготовления 1 м3 бурового раствора, Т а б л и ц а 7. Объем глины Масса глины, Выход глини Плотность Степень коллоид- для получения требуемой для стого раствора глинистого ности глины 1 м3 раствора, приготовления 1 из 1000 кг гли раствора, кг/м м3 м3 раствора, кг ны, м Высококоллоидная 1040–1060 0,03–0,04 70–100 15– Коллоидная 1060–1150 0,04–1,10 100–250 10– Среднеколлоидная 1150–1300 0,10–0,20 250–500 4– Малоколлоидная 1300–1400 0,20–0,27 500–675 2–1, Тяжелая 1400–1500 0,27–0,33 675–825 1,5–1, вVб.р (г - б.р ) mв =. (7.4) г - в Пример 7.1. Определить массу глины (без учета и с учетом влажности W = = 0,1) и воды, которые потребуются для приготовления Vб.р = 1 м3 глинистого раствора плотно стью = 1240 кг/м3, если плотность глины г = 2100 кг/м3.

Р е ш е н и е. По формуле (7.2) определяем массу глины для приготовления Vб.р = м3 глинистого раствора:

2100(1240 - 1000) mг = = 458 кг.

2100 - С учетом влажности по формуле (7.3) 2100(1240 - 1000) mг = = 375,2 кг.

- (2100 - 1000)(1 - 0,1 + 0,1 2100 10 ) Из выражения (7.4) 1000(2100 - 1240) mг = = 728 кг.

(2100 - 1000) Концентрация глины (содержание глины) в буровом растворе (в %) с учетом плотности исходных материалов г (б.р - в ) Kг = 100.

(7.5) (г - в ) Пример 7.2. Найти содержание глины (в %) в глинистом растворе, если известно, что его плотность 1260 кг/м3, а плотность глины, из которой приготовлен раствор, г = 2100 кг/м3.

Р е ш е н и е. По формуле (7.5) 2100(1260 - 1000) Kг = 100 = 39,4 %.

1260(2100 - 1000) Масса глины (в кг), необходимая для внесения в буровой раствор с целью увеличения его концентрации, (Kт - Kг ) mг = mр, (7.6) 100 - Kт где Kт – требуемая концентрация раствора.

Пример 7.3. Плотность глинистого раствора 20%-ной концентрации б.р = = кг/м3. Какое количество глины требуется внести в глинистый раствор, чтобы увеличить его концентрацию до 30 %, если объем бурового раствора Vб.р = = 1,310–3 м3.

Р е ш е н и е. Масса глинистого раствора mр = 11801,310–3 = 1,53 кг. По формуле (7.6) 30 - mг = 1,53 = 0,214 кг.

100 - Плотность приготовленного бурового раствора заданной концен трации (в кг/м3) б.р = Kг (г - в ) + в.

(7.7) Необходимый объем глины (в м3) б.р - в Vг = Vб.р.

(7.8) г - в Объем воды (в м3) Vв = Vб.р – Vг. (7.9) Пример 7.4. Необходимо приготовить Vб.р = 110–3 м3 глинистого раствора для лабо раторных целей из бентонитовой глины и пресной воды. Определить плотность раствора и необходимое количество каждого компонента, если содержание глины плотностью г = 2500 кг/м3 в растворе Kг = 15 %.

Р е ш е н и е. По формуле (7.7) определяем плотность приготовленного раствора:

б.р = 0,15(2500 – 1000) + 1000 = 1225 кг/м3.

Объем глины по формуле (7.8) 1225 - -3 -5 Vг = 1 10 15 10 м (или 150 см3), 2500 - что составляет mг = 1510–52500 = 0,375 кг.

Объем воды по формуле (7.9) Vв = 110–3 – 1510–5 = 8510–5 м3.

Наиболее низкая плотность бурового раствора обеспечивается при использовании бентонитовых глин (б.р = 10501080 кг/м3). Плотность растворов, приготовляемых из обычных глин, составляет 1150– кг/м3. Для снижения плотности готовят растворы на углеводородной основе или добавляют воду. Объем жидкости, требуемой для сниже ния плотности раствора б.р до, рассчитывают из выражения б.р V0 (б.р - б.р ) V =, (7.10) б.р - в где V0 – начальный объем бурового раствора, м3;

– требуемая плот б.р ность раствора.

Пример 7.5. Требуется снизить плотность раствора от = 1500 кг/м3 до = б.р б.р 1300 кг/м3, чтобы предотвратить поглощение. Рассчитать объемы воды и нефти, необхо димые для снижения плотности бурового раствора, если начальный объем раствора V0 = 80 м3, а плотность нефти н = 850 кг/м3.

Р е ш е н и е. Из уравнения (7.10) объем воды 80(1500 - 1300) Vв = = 53,3 м3.

(1300 - 1000) Объем нефти 80(1500 - 1300) Vн = = 35,5 м3.

(1300 - 850) Содержание нефти в буровом растворе Kн = 35,5/(80 + 35,5) = 30,73 %.

Еще большее снижение плотности обеспечивается аэрированием раствора – вводом в качестве дисперсной фазы воздуха.

Объем бурового раствора для бурения скважины Vб.р = V1 + V2 + V3 + K3V4, (7.11) где V1 – объем приемных емкостей буровых насосов, V1 = 1040 м3;

V2 – объем циркуляционной желобной системы, V2 = 47 м3;

V3 – требуе мый объем бурового раствора, необходимый для механического буре ния, м3, V3 = n1L1 + n2L2 + … + nnLn;

(7.12) V4 – объем скважины, м3;

K3 = 2 – коэффициент запаса;

L1, L2,…, Ln – длины интервалов одного диаметра, м;

n1, n2,…, nn – нормы расхода бурового раствора на 1 м проходки, м3, приводятся в табл. 7.5 в зави симости от вида обсадной колонны, под которую ведется бурение.

Расчеты количества химических реагентов, используемых для ре гулирования свойств глинистых растворов, базируются на том усло вии, что оптимальным является такое их количество, добавление кото рого при меньшем расходе и невысокой стойкости дает наиболее эф Т а б л и ц а 7. Норма расхода бурового рас Вид обсадной колонны твора, м3/м Направление 2, Кондуктор 2, Промежуточная 1, Хвостовик (потайная) 0, Эксплуатационная 0, фективное изменение основных технологических параметров. Опти мальная рецептура реагента для обработки обычно подбирается опыт ным путем в лаборатории.

Расчет требуемой массы бурого угля и каустической соды для приготовления УЩР следует начинать с определения влажности угля (в %):

b - a Wу = 100 %, (7.13) b где b и a – масса влажного и просушенного угля, кг.

Масса влажного бурого угля (в кг), необходимая для приготовления реагента, mу = 100KуVущр/(100–Wу), (7.14) где Kу – концентрация сухого бурого угля в 1 м3 реагента по рецепту, %;

Vущр – объем приготовляемого реагента, м3.

Объем раствора каустической соды (в м3) для приготовления еди ницы объема реагента по установленной рецептуре Vк.с. = Kк.сVущр/mк.с, (7.15) где Kк.с – концентрация каустической соды в реагенте, %;

mк.с – коли чество каустической соды в растворе, кг.

Объем воды (в м3), необходимый для приготовления УЩР, mу Vв = Vущр – + Vк.с, (7.16) у где у – плотность бурого угля, кг/м3, у = 1200 кг/м3.

Приготовленный УЩР сливают в глинистый раствор, циркули рующий через желоба, с таким расчетом, чтобы весь объем, который нужно добавить в скважину, вытек за время, необходимое для совер шения полного цикла.

Скорость (в л/мин), с которой реагент должен вытекать из спускно го приспособления отстойника, v = Vущр / tц, (7.17) где tц – время цикла (т.е. время, необходимое для того, чтобы объем раствора совершил полный период циркуляции), мин.

Масса (в кг) крахмала mк и сухой каустической соды mк.с для при готовления крахмального реагента рассчитывается по формулам mк = VкKк/100, (7.18) mк.с = mкKк.с/100, (7.19) где Vк – объем приготовляемого реагента, т.е. объем воды, в которой засыпается крахмал, м3;

Kк = 810 % – концентрация крахмала в реа генте;

Kк.с = 1,01,4 % – концентрация сухой каустической соды на рассчитанное количество крахмала (в сильноминерализованных водах Kк.с = 24 %).

Пример 7.6. Какое количество бурого угля (Wу = 12 %), каустической соды (mк.с = %) и воды надо взять, чтобы приготовить Vущр = 20 м3 реагента УЩР.

Р е ш е н и е. По условию примера для приготовления единицы объема реагента данного состава требуется по массе Kу = 13 % бурого угля и Kк.с = 3 % каустической соды.

По формуле (7.14) 100 13 mу = = 295 кг.

100 - По формуле (7.15) 3 Vк.с = = 1,5 м3.

По формуле (7.16) Vв = 20 - + 1,5 = 18,25 м3.

Пример 7.7. Определить массу крахмала и сухой каустической соды для приготов ления реагента объемом Vк = 8,5 м3 с концентрацией крахмала Kк = 9 % и соды Kк.с = 1, % (от массы крахмала).

Р е ш е н и е. По формуле (7.18) mк = 85009/100 = 765 кг.

По формуле (7.19) mк.с = 7651,2/100 = 9,2 кг.

Объем раствора ССБ, необходимого для приготовления реагента ССБ, рассчитывают по формуле Vр = KССБVССБ Kс.в, (7.20) где KССБ – содержание сухого вещества ССБ в реагенте по рецепту, %;

VССБ – объем реагента, который следует приготовить, м3;

Kс.в – содер жание сухого вещества ССБ в растворе ССБ, % (обычно Kс.в = 30– %).

Пример 7.8. Для понижения вязкости глинистого раствора применяется реагент ССБ-30-4. Производится обработка 40 м3 раствора объемом 4 % от объема циркулирую щего раствора. Требуется определить необходимое количество ССБ плотностью кг/м3 с содержанием сухих веществ 50 %.

Р е ш е н и е. Объем реагента для обработки раствора составит VССБ = 4010/100 = 4 м3, Объем раствора ССБ, необходимый для приготовления реагента, по формуле (7.20) составит Vр = 304/50 = 2,4 м3, где 30 – содержание сухого вещества ССБ в реагенте по рецепту, %.

Требуемое количество химических реагентов определенного вида для обработки буровых растворов в интервалах бурения находят по формуле Vх.р = KVисх + K1(n1L1 + n2L2 + … + nnLn)ab, (7.21) где Vисх – исходный объем раствора на буровой до обработки его хи мическим реагентом, соответствующий забою скважины, с которого начата химическая обработка, м3;

K, а и b – опытные коэффициенты, значения которых принимают в зависимости от типа химического реа гента, назначения химической обработки и свойств раствора (табл.

7.6).

При получении буровых растворов с низкой температурой замерза ния масса поваренной соли (в кг), необходимая для приготовления водного раствора различной степени солености, определяется по фор муле mc = Kсmв(100 – Kс), (7.22) Т а б л и ц а 7. Тип химического реагента Дополнительные условия K а b или добавки ССБ, КССБ, КМЦ Соленость фильтрата, %:

6 0,09 0,001 1, 15 0,04 0,001 1, <2 0,025 0,001 1, УЩР, ТЩР Приготовление:

на пресной воде 0,06 0,001 0, на морской воде 0,06 0,001 1, Кальцинированная сода – 0,01 0,001 1, Крахмал Соленость фильтрата 15 % Водоотдача, см3/30 мин:

20 0,004 0,001 1, 15 0,005 0,001 1, 10 0,06 0,001 1, 5 0,0125 0,001 1, Нефть Для борьбы с прихватами и 0,1 0,13 1, затяжками инструмента где Kс – содержание соли, %.

Значение Kс выбирается в зависимости от требуемой температуры замерзания бурового раствора (табл. 7.7).

Если применяется глинистый раствор, то качество соли, необходи мое для добавления к раствору, определяется следующим образом.

Вычисляют массу поваренной соли (в кг), которую надо добавить в 1 м3 раствора:

mс = Kсmг.р/(100 – Kс), (7.23) Т а б л и ц а 7. Концентрация Температура замер- Концентрация Температура замер NaCl, % зания раствора, °С NaCl, % зания раствора, °С 0,1 0 14,9 –11, 1,5 –0,9 16,2 –12, 2,9 –1,8 17,5 –13, 4,3 –2,6 18,8 –15, 5,6 –3,5 20,0 –18, 7,0 –4,4 22,4 –20, 8,3 –5,4 23,1 –21, 9,6 –6,4 23,7 –17, 11,0 –7,5 24,9 –9, 12,3 –8,5 26,1 –1, 13,6 –2,8 26,6 где mг.р – масса 1 м3 глинистого раствора, кг.

Объем воды (м3), необходимый для приготовления насыщенного раствора соли (в глинистый раствор соль добавляют в виде насыщен ного раствора), Vв = mс/qс, (7.24) где qс – количество соли, необходимое для насыщения 1 м3 воды, кг.

Дополнительное количество соли m1с (в кг), необходимое для полу чения требуемой концентрации и связанное с добавлением к глини стому раствору воды, составит m1с = KсVв/(100 – Kс).

(7.25) Общая масса соли (в кг) для получения насыщенного раствора mс = mc + m1с. (7.26) Общий объем воды (в л) для получения насыщенного раствора со ли Vв = Vв/0,36.

(7.27) Пример 7.9. Бурение скважины предполагается вести с использованием глинистого раствора плотностью б.р = 1180 кг/м3 в районе распространения многолетнемерзлых Т а б л и ц а 7. Содержание активных Наименование веществ в ПАВ, % ОП-7 99, ОП-10 99, ПО-1 – Прогресс Сульфонат 89, Сульфонол Бурол пород (температура мерзлых пород ниже –5 °С) со сложными геологическими условия ми. Определить общее количество соли и воды, если требуемая температура замерзания раствора составляет –2,6 °С.

Р е ш е н и е. По табл. 7.7 находим, что такой раствор должен иметь концентрацию соли 4,3 %.

Тогда по формуле (7.23) mс = 4,31180(100 – 4,3) = 52,8 кг.

По формуле (7.24) Vв = 52,8/0,36 = 146,5 л.

m1c = 4,3146,5(100 – 4,3) = 6,5 кг.

Общую массу соли вычисляем по уравнению (7.26):

mс = 52,8 + 6,5 = 59,3 кг.

Общий объем воды находим из выражения (7.27):

Vв = 59,3/0,36 = 165 л.

При получении аэрированных бесструктурных буровых растворов необходимая масса ПАВ (в кг) для обработки определяется по формуле K mпав = Vб.р, (7.28) K где K1 – заданная концентрация ПАВ, %;

K2 – концентрация активного вещества в ПАВ, % (табл. 7.8).

Пример 7.10. Объем обрабатываемого с помощью ОП-7 раствора плотностью б.р = 1100 кг/м3 составляет 20 м3. Определить необходимую массу ОП-7 при концентрации K = 2 %.

Р е ш е н и е. По табл. 7.8 находим K2 = 99,5. Тогда по формуле (7.28) mпав = 201000 = 400 кг.

7.5. ВЫБОР ТИПА БУРОВОГО РАСТВОРА Для выбора типа бурового раствора необходимо провести анализ ус ловий залегания и свойств горных пород, слагающих геологический разрез по скважине.

Первоначально намечаются интервалы с близкими инженерно геологическими условиями бурения на основе анализа следующих факторов:

литологического состава горных пород;

пластовых давлений, давления гидроразрыва пород и давления по глощения;

возможных осложнений;

требований охраны недр и окружающей среды.

Сведения для различных литологических разностей горных пород, объединенных в интервалы с близкими инженерно-геологическими условиями бурения, касающиеся значений пластовых давлений, давле ний гидроразрыва и поглощений пластов являются одними из исход ных для разработки технологического регламента бурового раствора и выдаются геологической службой месторождения.

Пластовое давление горизонта определяется давлением газообраз ного компонента или флюида, приуроченных к данному горизонту.

Это давление определяется путем геофизических измерений и имеет устойчивые значения для определенных структурных подразделений конкретного месторождения.

Давление гидроразрыва – это то давление, при котором происходит относительное смещение частиц скелета горных пород с увеличением размера каналов, пор трещин. Давление гидроразрыва находят экспе риментальныым путем при нагнетании жидкости в пласт, для которого определяется рассматриваемый параметр. Ориентировочно давление гидроразрыва (МПа) можно определить по эмпирической формуле ргр = 0,0083Н + 0,066рпл, (7.29) где Н – глубина залегания горизонта, м;

рпл – пластовое давление гори зонта, МПа.

Наиболее распространенное осложнение при бурении – нарушение целостности стенок скважины. В табл. 7.9 приведены разновидности этого вида осложнений с характерными признаками и последствиями [18].

Нарушение целостности стенок скважины может происходить по следующим причинам:

1) влияние напряженного состояния за счет действия веса вышеза легающих горных пород;

2) изменение формы и объема глиносодержащих отложений за счет набухания при контакте с водной фазой промывочных жидкостей;

3) увеличение водонасыщенности горных пород, слагающих стенки скважины за счет осмотических перетоков водной фазы промывочных жидкостей;

4) совместное проявление причин 1, 2 и 3.

Горная порода, подверженная обваливанию, находится в состоянии всестороннего сжатия.

При рассмотрении напряженного состояния горных пород, сла гающих стенки скважины, считается, что в поперечном направлении породы не могут деформироваться, поэтому в соответствии с обоб щенным законом Гука:

Т а б л и ц а 7. Тип пород и условия Осложнение Ожидаемые последствия возникновения осложнения Раскрытие ес- Вскрытие трещиноватых зон, текто- Поглощения, потеря цирку тественных тре- нических нарушений, выдавливание ляции и устойчивости стенок щин и образо- пород, высокие давления пластовых скважины, осыпи и обвалы вание новых флюидов Образование Вскрытие рыхлых слабосвязанных Уменьшение скорости восхо каверн пород, способных к эрозионному раз- дящего потока, образование мыву и поверхностному осыпанию застойных зон и скопление (малые силы сцепления частиц поро- шлама в зоне каверн, потеря ды и физико-химические процессы ствола, некачественное цемен при контакте с буровым раствором) тирование обсадных колонн Желобообра- Длительное воздействие бурильных Прихваты, посадка, недо- зование труб на стенки наклонной скважины, спуск обсадных колонн адгезия глинистой корки, несоосное расположение осей бурового инстру мента и скважины Набухание Вскрытие глиносодержащих отложе- Уменьшение диаметра ствола ний (монтмориллонит и другие скважины, заклинивание долот, минералы, вступающие в физико-хи- повышение гидравлических мическое взаимодействие с фильтром сопротивлений, недо- спуск бурового раствора) обсадных колонн Сужение Вскрытие высокопроницаемых пород Уменьшение диаметра ствола с глубокой фильтрацией жидкой фазы скважины, затяжки и посадки бурового раствора при увеличении инструмента, заклинивание до толщины глинистой корки лот, прихват бурильных труб Вытекание Вскрытие пород высокой пластично- Прихваты бурового инстру сти, склонных к деформированию во мента, образование осыпей и времени с выпучиванием в ствол обвалов скважины Осыпание Вскрытие малосвязных, слоистых и Прихваты бурового инстру агрегатированных пород, разрушаю- мента, недоспуск обсадных щихся и поступающих в скважину при колонн, недоспуск до забоя, физико-химическом взаимодействии, рост каверн сцеплении частиц породы за счет слоя жидкости, колебании значения проти водавления на пласт, поглощении и механическом действии бурового инструмента Обваливание Вскрытие рыхлых, трещиноватых, Пробкообразование и потеря тектонически нарушенных горных циркуляции жидкости, образо пород, особенно крутопадающих по- вание осыпей, обвалов род П р о д о л ж е н и е т а б л. 7. Тип пород и условия Осложнение Ожидаемые последствия возникновения осложнения Обрушение Вскрытие пород, способных образо- Потеря циркуляции, образо вывать глубокие каверны, своды об- вание осыпей, обвалов, потеря рушения, непрекращающиеся осыпи, ствола скважины обвалы, газопроявления, миграцию пластовых вод = [ – µn(r + z)] = 0, (7.30) En где z, r, – осевое, радиальное и тангенциальное напряжения соот ветственно;

– деформация в тангенциальном направлении;

En – мо дуль продольной упругости.

Если взять =, из уравнения (7.30) можно получить r µп r = z, 1- µп где µп – коэффициент Пуассона;

µп =, 1- µп – коэффициент бокового распора.

Радиальное, или боковое рб, давление, равное рб = z сравнивают с гидростатическим давлением на уровне кровли рассматриваемого го ризонта. Если гидростатическое давление рг.ст. больше бокового, но практикой установлено, что в рассматриваемом интервале наблюдают ся осложнения, связанные с потерей устойчивости стенок скважины, то причиной этих осложнений может быть избыточная водоотдача бу рового раствора или осмотические перетоки водной фазы этого рас твора. При расчете бокового давления принимаются следующие зна чения коэффициента Пуансона: 0,15 – 0,20 для песчаников;

0,25 – 0, Т а б л и ц а 7. Глубина Плотность глини- Глубина Плотность глини скважины, м стой породы, г/см3 скважины, м стой породы, г/см 400–700 1,7 3000–4000 2,11–2, 700–1200 1,71–1,8 4000–5000 2,21–2, 1200–1800 1,81–1,9 5000–6000 2,31–2, 1800–2400 1,91–2,0 >6000 2,31–2, 2400–3000 2,01–2, для карбонатных пород;

0,35 – 0,40 для глинистых пород;

0,45 – 0, для хемогенных отложений.

Если рг.ст. рб, то первоначально рассматривается причина возник новения обвалов за счет набухания горных пород. Для этого анализи руется характеристика горных пород в целях установления показателя устойчивости. Показатель устойчивости определяется как отношение [5]:

а = ф/н, (7.31) где ф – фактическая объемная плотность горных пород;

н – теорети ческая объемная плотность нормально уплотненных глиносодержащих пород для той же глубины их залегания.

Фактическая объемная плотность горных пород определяется на основании результатов обработки данных промыслово-геофизических исследований, а также анализа шлама и керна. При отсутствии данных о фактической объемной плотности глиносодержащих горных пород можно полагать, что в зависимости от глубины скважины плотность глинистой породы может быть следующей (табл. 7.10).

Т а б л и ц а 7. Рекомендуемые типы буровых растворов Категория Показатель Поведение пород устойчиво- устойчивости Тип бурового раствора при бурении сти а 1 1–0,950 Практически устойчи- Глинистый раствор, вода, без вые глинистый (естественный) ра створ 2 0,949–0,90 Подвержены незначи- Глинистый раствор с ограни тельным осыпям чением водоотдачи, лигносуль фонатный раствор 3 0,899–0,850 Заметные осыпи, тре- Известковый, нефтеэмульсион буется периодическая ный, силикатный, лигносуль проработка ствола фонатный, естественно-ми скважины нерализованный 4 0,849–0,800 Значительные осыпи, Хлоркалиевый, хлоркальцие посадки, затяжки, по- вый, нефтеэмульсионный с ак вышение давления при тивной водной фазой, сили промывке катный, соленасыщенный, алю минатный, каолинитовый, мало глинистый, известково-би тумный 5 0,799 Сильные осыпи, систе- Хлоркалиевый, хлоркальцие матическая проработка вый, соленасыщенный, алюми ствола в интервалах натный, малоглинистый, извест глиносодержащих по- ково-битумный, высококонцен род трированный, инвертно эмульсионный Т а б л и ц а 7. Классификационные требования к промывочным жидкостям в зависимости от условий бурения Свойства горных Основные виды Но- Характеристика Требования к про пород, учитываемые рекомендуемых мер отложений гор- мывочной жидко при выборе промы- промывочных жид вида ных пород сти вочной жидкости костей 1 Глинистые, гли- Плотность, пори- Минимальная Минерализован носодержащие стость, минерализа- фильтрация, инги- ные, известково-би отложения ция поровой воды. бирующее дей- тумный;

эмульси Обменная емкость, ствие онно-глинистый степень разуплот ненности, преобла дающий катион в обменном комплексе (Na+ или Ca+2) 2 Хемогенные Вид солей в отло- Совместимость с Известково-битум горные породы жениях;

наличие отложениями гор- ный;

инвертный прослоев осадочных ных пород, исклю- эмульсионный.

пород (глин, карбо- чение растворения Соленасыщенный, натных пород);

отложений солей гидрогель-магние раствори-мость;

вый глубина залегания;

способность к пла стическому тече нию 3 Гранулярные Проницаемость, Отсутствие хими- Известково-битум коллекторы жид- степень уплотнения, ческих реакций с ный;

инвертный ких и газообраз- стадия химико- компонентами эмульсионный и др.

ных полезных минералогического продуктивных компо-нентов преобразования коллекторов;

от осадочных пород, сутствие кольмата активность компо- ции;

химическая нентов пластовой инертность к поро жидкости дам коллектора;

соответствие плот ности и пластового давления 4 Твердые, не Твердость, абразив- Способность к осу- Вода;

водно-эмуль склонные к об- ность;

способность ществлению про- сионные растворы;

валообразовани- к переводу в рас- грессивного спосо- полимерно-эмуль ям твор катионов по- ба бурения;

стой- сионные растворы;

ливалентных метал- кость добавок к естественные и др.

лов;

наличие прито- катионам полива ка ми- лентных металлов нерализованных вод П р о д о л ж е н и е т а б л. 7. Свойства горных Основные виды Но- Характеристика Требования к про пород, учитываемые рекомендуемых мер отложений гор- мывочной жидко при выборе промы- промывочных вида ных пород сти вочной жидкости жидкостей 5 Многолетне- Категория по бури- Минимальное рас- Углеводородная мерзлые мости, трещино- тепляющее дейст- жидкость, газооб ватость, устойчи- вие относительно разные очистные вость, естественная горных пород;

ми- агенты, пены, низ температура, нали- нимальная тепло- котемпературо чие цементи- емкость и тепло- стойкие полимер рующего льда;

ми- проводность ные промывочные нерализация пород и жидкости цементирующего льда В зависимости от значения показателя устойчивости осуществляет ся классификация глиносодержащих горных пород и намечается тип бурового раствора в соответствии с данными, приведенными в табл.

7.11.

Тип промывочной жидкости выбирается для каждого технологиче ского интервала пород на основе анализа следующих особенностей интервала:

литологический и химический состав породы;

степень минерализации и солевой состав пластовых вод;

пластовое давление и температура в скважине;

наличие зон осложнения.

Кроме того, необходимо учитывать наличие сырья для приготовле ния промывочной жидкости в районе, для которого составляется тех нологический регламент промывки.

При рекомендации типа промывочной жидкости необходимо исхо дить из предположения, что данный интервал пород должен быть про бурен с минимальными осложнениями с минимальной стоимостью.

При выборе типа промывочной жидкости все интервалы скважины следует разделить на три группы: нормальные условия бурения, ос ложненные условия и продуктивные горизонты (нефтеносные, газо носные, водоносные).

Выбор и обоснование оптимального варианта промывочной жидкости производится на базе известных теоретических предпосылок, а также пу тем анализа литературных данных по применению промывочных жидко стей в различных геологических условиях.

Основной принцип выбора буровых растворов – это соответствие их состава свойствам разбуриваемых горных пород, а также доступность и недефицитность материалов для их изготовления.

Т а б л и ц а 7. Реагенты-электролиты Примерная Основное воздействие на необ рабочая кон- работанный глинистый раствор Массовое центрация содержание Основное назна активных ве- Способ ввода Товарный вид активных чение и особен- Важнейшие пресный Реагент ществ в про- в глинистый реагента веществ в ности примене- недостатки ( 5 % солей соленые мывочной раствор товарном ния одновалентных (> 5 % солей) жидкости или продукте, % металлов) реагенте, кг/м Каустиче- Сильно гигро- – 20–30 Структуро- Связывание Как самостоя- Дороговизна, В виде вод ская сода скопическая образователь, двухвалентных тельный реагент дефицит- ных раство (едкий натр) кристалли- регулятор ще- катионов (Ca2+, не применяется, ность, опас- ров концен ческая масса лочности Mg2+ и др.) но широко ис- ность в об- трацией до плотностью пользуется как ращении % 2,13 г/см3, по- добавка для (ожоги кожи, ставляемая в повыше-ния рН разъедание запаянных при применении одежды) стальных ба- многих реаген рабанах, или тов (бурый водный раст- уголь, ССБ, вор различной крахмал, нитро плотности в глицерин и др.) стальных боч ках Кальцини- Белый или се- Прокаленная До 20 При малых Переводит Широко при-ме- При пони- То же, или в рованная рый порошок 98 %. При- концентраци- ионы двухва- няется для женной кон- виде порошка сода (угле- плотностью 2,5 родная 1-й ях разжиже- лентных ме- улучшения ди- центрации кислый г/см3, трудно сорт – 80 %;

ние и некото- таллов (Са2+ и спергирования резко возра натрий) раст- 2-й рое снижение др.) в не- глин, снижает стают струк- П р о д о л ж е н и е т а б л. 7. Основное воздействие на необ Примерная рабочая кон- работанный глинистый раствор Массовое центрация содержание Основное назна активных ве- Способ ввода Товарный вид активных чение и особен- Важнейшие пресный Реагент ществ в про- в глинистый реагента веществ в ности примене- недостатки ( 5 % солей соленые мывочной раствор товарном ния одновалентных (> 5 % солей) жидкости или продукте, % металлов) реагенте, кг/м воримый в хо сорт – 79 % водоотдачи, растворимое вязкость и СНС турно-меха- лодной воде при увеличе- состояние, в глинистого рас- нические нии концен- растворах со- твора при разбу- свойства трации и рез- лей однова- ривании цемен- глинистых кое загущение лентных ме- та, гипса или растворов и в дальней- таллов неэф- при прито-ках шем коагуля- фективна вод с со ция глины в держанием растворе кальция и т.д.

Жидкое Раствор в воде 30–50 В малоси- Повышение Аналогично Для приготов- Узкая об- В виде вод стекло плотностью ликатных структурно-ме- кальциниро- ления специаль- ласть приме- ных раст 1,32– 1,5 г/см3 растворах ханических ванной соде ных растворов, нения. Опас- воров или стекло- 20–50 свойств и во- малосиликат- ность в об видная масса доподачи ных, повы- ращении (силикат- шающих устой глыба) чивость стенок скважины в гли нистых породах, и для осаждения катионов Са, Mg и др.

Гексамета- Стекловидная 100 20–30 Аналогично Аналогично Сравнительно То же, что и То же фосфат нат- масса плотно- кальциниро- кальциниро- редко приме- кальциниро рия стью 2,5 г/см3 ванной соде, ванной соде няется, для тех ванная сода.

но разжиже- же целей, что и Кратковре (ГМФН) и ние более кальцинирован- менность раз другие сильное ная сода жижаю-щего фосфаты дейст-вия Известь Негашеная – 100 В извест- Резкое повы- Стабилизация Широко при- При гаше- В виде вод твердое ве-ще- ковых рас- шение струк- путем поддер- меняется для нии возмож- ных суспен ство, гашеная – творах 3–5 турно-механи- жания состоя- приготовления ны ожоги зий, извест белый поро- ческих свойств ния регули- известковых ковое молоко шок (пу- и водоотдачи руемой коа- глинистых рас- с концентра шонка), плохо гуляции в из- творов, а также цией извести растворимый в вестковых ра- для резкого по- 70–100 кг/м воде створах вышения струк турно-ме ханических свойств глини стых растворов при ликвидации поглощений и для повышения рН ВКР и гипсо вых растворов Хлористый Гигроскопиче- 28–30 (в вод- В хлоркаль- Коагуляция Аналогично Используется Опасность в В виде вод кальций ский поро-шок ном растворе) циевых рас- раствора извести для как источник обращении ных раство (хлорная или аморфная творах 5–15 хлоркальцие- ионов кальция ров известь) масса в сталь- вых раст-воров при приготовле ных бараба- нии хлоркаль циевых П р о д о л ж е н и е т а б л. 7. Основное воздействие на необ Примерная рабочая кон- работанный глинистый раствор Массовое центрация содержание Основное назна активных ве- Способ ввода Товарный вид активных чение и особен- Важнейшие пресный Реагент ществ в про- в глинистый реагента веществ в ности примене- недостатки ( 5 % солей соленые мывочной раствор товарном ния одновалентных (> 5 % солей) жидкости или продукте, % металлов) реагенте, кг/м нах, или вод- растворов ный раствор плотностью 1,26–1,28 г/см Гипс Порошок се- 100 3–20 при Повышение Аналогично из- Как самостоя- – Растворением роватого цве- первичной структурно- вести для гип- тельный реагент разбуренной та, плохо ра- обработке, 1– механических совых раство- не применяется, породы (гип створимый в 2 при после- свойств и во- ров но используется са и ан воде (1,7– 2 дующих доотдачи как источник гидрита) или %) ионов кальция в виде по при приготовле- рошка нии гипсовых растворов Поваренная Порошок, кри- 100 Применяются Повышение Эффект дейст- Применяется в 1. Вследст- Так же, как и соль сталличес-кая концентрации структурно- вия незна- основном для вие зависи- гипс сыпучая масса от нуля до механических чителен насыщения про- мости раст полного на- свойств и во- мывочной жид- воримости от сыщения доотдачи кости перед температуры вскрытием соле- насыщения носных пород во солью на по избежание обра- верхности не зования каверн и предохраняет для понижения полностью от температуры за- растворения мерзания про- соли на мывочной жид- больших кости при буре- глубинах.

нии в мерзлых 2. Концент породах рированные растворы расплавляют лед и вызы вают разру шение льди стых пород Т а б л и ц а 7. Реагенты на основе гуминовых кислот Влияние на глинистый раствор и Исходные Товарный вид примерная концентрация добав Способ ввода компоненты для Способ получения реагента, ха- реагента, со ки на первичную обработку Реагент реагента в гли получения рактеристика процесса держание су соленый нистый раствор пресный реагентов хого вещества (> 5 % NaCl) (5 % NaCl) Углещелочной Бурый уголь, Экстрагирование гуматов натрия От жидкого до Снижает водо- Не применяет- В твердом или реагент (УЩР) NaOH (диффузия ионов ОН внутрь порошко- отдачу (10– 30 ся жидком состо мицелл гумитовой ки- образного %) и вяз- янии П р о д о л ж е н и е т а б л. 7. Влияние на глинистый раствор и Исходные Товарный вид примерная концентрация добав Способ ввода компоненты для Способ получения реагента,. реагента, со ки на первичную обработку Реагент реагента в гли получения характеристика процесса держание су нистый раствор соленый пресный реагентов хого вещества (> 5 % NaCl) (5 % NaCl) слоты), ее пептизация, ионный кость у Na-глин обмен. Соотношение бурового при отделении угля и NaOH (10–15):(1–3). В желатинозных зависимости от количества во- веществ ды, в которой растворен NaOH, продукт получается в жидком, пасто- и порошкообразном со стоянии Торфощелочной Торф, NaOH Измельчение торфа до по- То же Аналогично УЩР В виде раствора реагент (ТЩР) рошкообразного состояния, обезбитумирование бензолом и гидролиз 2–6%-ной HCl при ки пячении на водной бане. Затем порошок торфа смачивается 10– 15%-ным раствором NaOH при соотношении торфа и раствора 10:2 и сушится при 150–160 °С во избежание слеживания Нитрогуматный Бурый уголь, Нитрование бурового угля по Твердое Снижает вяз- Снижает вяз- В виде раствора реагент (НГР) HNO3, NaOH технологии, подобной получе- вещество кость и водоот- кость и водо нию нитроглицерина, и нейтра- дачу (1–2 %) отдачу (5– лизация NaOH. Расход NaOH – %) около 40 % от массы продукта.

Придание продукту способности растворяться в воде Сульфированный Бурый уголь, Окисление и нитрование бурого То же Снижает вяз- – В растворенном нитрогуматный 8%-ная кислота угля HNO3 при 50–60 °С в тече- кость и СНС или сухом сос реагент (СНГР) HNO3, бисуль- ние 4 ч. Соотношение твердой и более эффектив- тоянии фит натрия жидкой фазы 1:5. Затем обработ- но, чем УЩР (36%-ный ка бисульфитом в присутствии NaOH) щелочи (3 ч) при 92–95 °С Т а б л и ц а 7. Лигносульфонатные реагенты Влияние на глинистый раствор и Исходные ком- Товарный вид Способ ввода примерная концентрация добав поненты для реагента, содер- реагента в ки на первичную обработку Реагент Способ получения реагента получения реаген- жание сухого глинистый пресный соленый тов вещества раствор ( 3–5 % NaCl) (> 5 % NaCl) Сульфит-спир- Сульфитный ще- Сбраживание сахаров, отгон- Густая темно-бу- Снижает вяз- Снижает водо- В водном рас товая барда лок (многотон- ка спиртов, рН=5,65,7. Брут- рая жидкость с кость и водоот- отдачу (20–50 творе (ССБ) нажный отход то-формула C26H30O12S кисловатым запа- дачу (1–5 %) %) целлюлозно-бу- хом (марка КБЖ) мажной промыш- – 50 %, аморфная ленности) твердая масса (КБТ) – 76 % или порошок (КБП) – 87 % П р о д о л ж е н и е т а б л. 7. Исходные ком- Товарный вид Влияние на глинистый раствор и Способ ввода Реагент поненты для Способ получения реагента реагента, содер- примерная концентрация добав- реагента в получения реаген- жание сухого ки на первичную обработку глинистый тов вещества раствор пресный соленый ( 3–5 % NaCl) (> 5 % NaCl) В товарном ви Конденсирован- Разбавленная ССБ Конденсация при 90–95 °С. Подобна жидкой Снижает вяз- Снижает водо де ная сульфит- (30%-ная), 8%- Добавка NaOH до рН = 8–9,5. или сухой ССБ, 80 кость и водо- отдачу (10– спиртовая барда ный формалин, Укрупнение молекул лигно- % отдачу (1–5 %) %) (КССБ-1) концентрирован- сульфонатов и повы-шение ная H2SO4 стабилизирующих свойств КССБ-2 То же и 1–3 % То же, в присутствии фенола. Вароподобная Подобна КССБ-1 То же фенола Образование полимерных масса или 40– комплексов – фенолигнинных 60%-ный раствор производных, имеющих по вышенную стойкость КССБ-4 То же и хроматы То же, но хроматами. Усиле- То же Подобна КССБ-2 " ние конденсации молекул лигно-сульфонатов, окисле ние, образование активных функциональных групп, что приводит к повышению тер мо- и солестойкости продук тов Хлорированная ССБ, хлор, NaOH Окисление ССБ, хлориро- Подобна ССБ Снижает вяз- Не эффективна В товарном сульфит-спир- вание и нейтрализация NaOH кость (3–5 %) виде товая барда до рН = 78. Конденсация ХССБ молекул лигно-сульфонатов за счет связей, образующихся при отщеплении метоксиль ных групп. Усиление стаби лизирующих свойств по срав нению с ССБ Нитрированная ССБ, HNO3, NaOH Нитрирование разбавленной Подобна ССБ, 45 Снижает вяз- Снижает вяз- Те же, даже сульфит-спир- (12%-ной) HNO3 при 43–48 % кость и СНС кость и СНС при 1–0 °С товая барда °С, (87,5 % ССБ, 12,5 % (0,1– 0,2 %) (0,25– 0,3 %) НССБ HNO3). Перемешивание 6 ч, нейтрализация NaOH до рН = 7–7,3.

Феррохромлиг- ССБ, 1,5–2 % В раствор ССБ при Водный раствор, Снижает вяз- Снижает вяз- В водном рас носульфонат Fe2(SO4)3 7–10 % 90 °С вводят реагенты сте- 50 % кость (1–2 %) кость (1–2,8 %) творе (ФХЛС) Cr2(SO4)3 и NaOH хиометрически по отношению при NaCl не к Са2+ в ССБ, Fe2(SO4)3 + более 5 % Cr2(SO4)3 + + СaR 2FeCrR3+6CaSO4.

Реакция окисления и замеще ния в щелочной среде (гипс удаляется). Образование ак тивных функцио-нальных групп и конденсация молекул.

Стабилизирующая способ ность и термостойкость по вышается Хромлигносуль- 30%-ная ССБ, 4 Реакция окисления Жидкий или по- Снижает вяз- Снижает вяз- Жидким или фонаты ХЛС-4, % K2Cr2O7, H2SO4, 30%-ной ССБ при 95 °С и рН рошкообразный кость (0,5– 1 %) кость (1–3 %), сухим (полез окисленный за- NaOH = 2 за счет добавки H2SO4. (23– 37 %) интенсивно ные добавки мещенный суль- Восстановление Cr6+Cr3+ и снижает водо- извести или фонат (окзил) замещение Са2+, который обра- отдачу гидро- гипса) зует CaSO4. гелей магния П р о д о л ж е н и е т а б л. 7. Влияние на глинистый раствор и Исходные ком- Товарный вид Способ ввода примерная концентрация добав поненты для реагента, содер- реагента в ки на первичную обработку Реагент Способ получения реагента получения реаген- жание сухого глинистый пресный соленый тов вещества раствор ( 3–5 % NaCl) (> 5 % NaCl) Смесь загустевает. При ней- ния (2–5 %) трализации продукта NaOH можно уменьшить загустева ние Окисленная 30%-ная ССБ, Приготовление на буровой в Жидкость, подоб- Снижает вяз- Аналогично В жидком виде сульфит-спир- хроматы или би- глиномешалке. Окисление ная ССБ, кость ФХЛС и товая барда хроматы ССБ хроматами при комнат- 30 % ХЛС (ОССБ) ной температуре в условиях буровой (рН = 89). Старение 8–12 ч.

Т а б л и ц а 7. Крахмальные реагенты Влияние на глинистый раствор и Исходные Товарный вид примерная концентрация добавки Способ ввода компоненты для реагента, содер на первичную обработку Реагент Способ получения реагента реагента в глини получения жание сухого стый раствор пресный соленый реагентов вещества (3–5 % NaCl) (> 5 % NaCl) Крахмальный Натуральный Приготовление на буровых. Клейстер, Снижает водо- Снижает вяз- Щелочной клей реагент (КР) крахмал C6H10O5, Клейстеризация крахмала в 5–8 % отдачу, но повы- кость и водо- стер 5–8%-ной NaOH три стадии. Соотношение шает вязкость. В отдачу концентрации. Ес- крахмала и щелочи 10:(24). 1. пресных раство- (1–3 %) ли обработанный Разрушение аминопективной рах почти не при- буровой раствор оболочки NaOH. 2. Проник- меняется имеет рН = 1011, новение воды внутрь клетчатки то вводят крахмал (амилоза) и ее набухание. 3. в сухом виде Растворение полисахаридов и образование клейстера Модифирован- Натуральный Смесь крахмала с 1,5–2 % Чешуйчатый Подобен КР Сухой реагент или ный крахмал крахмал, анти- квасцов и содой поступает на продукт белого его раствор в воде (МК) септик (калиево- вальцовую сушилку (150–160 цвета, содержа- с щелочью алюминиевые °С), образовав-шаяся после ние твердой фазы квасцы), Na2CO3 сушки пленка измельчается более 90 % молотковой дробилкой, про сеивается и упаковывается.

Придание натуральному крах малу способности растворять ся в воде и стабилизировать глинистый раствор Декстрины Натуральный Гидролитическое расщепле- Сухой порошок Подобен МК То же крахмал, кис- ние крахмала кислотами или лоты (напри- быстрым нагреванием до 180– мер, HCl) 190 °С на вальцовой сушилке Т а б л и ц а 7. Разновидности карбоксиметилцеллюлозы Влияние на глинистый раствор и Исходные Товарный вид примерная концентрация добавки Способ ввода компоненты реагента, содер на первичную обработку Реагент Способ получения реагента реагента в гли для получения жание сухого нистый раствор пресный соленый реагентов вещества ( 3–5 % NaCl) (> 5 % NaCl) Карбоксиме- Целлюлоза, Мерсеризация 23%-ным раствором Мелкозернистый Снижает водо- Снижает водо- Сухим после до тил-целлю- монохлорук- NaOH (замена ионов H– на Na+, пеп- или во- отдачу и по- отдачу и резко полнительного лоза: КМЦ- сусная кислота тизация и набухание целлюлозы), локнистый мате- вышает вяз- уменьшает вяз- измельчения или 350, КМЦ- или монохлор- отжим, измельчение, этерфирикация риал, белого кость (0,3– кость и СНС (1– растворенным в 500, ацетат натрия ONa цвета (не менее 0,5 %) 3 % в зависимо- воде КМЦ-600 C6H7O2 ONa + ClCH2OONa 87 % сухого) сти от СП реа ONa гента) C6H7O2 ONa ONa OCH2COONa+NaCl созревание продукта, сушка, затари вание, придание целлюлозе способ ности растворяться в воде Сульфоэфир- Целлюлоза, Обработка целлюлозы сульфирую- Внешне похожа Аналогично КМЦ, но допускает Аналогичен целлюлоза H2SO4 или щим агентом в среде инертных раз- на КМЦ присутствие в растворе повы- КМЦ (СЭЦ) серный ан- бавителей (алифатические спирты, шенной концентрации солей гидрит, хлор- керосин, бензол, толуол, хлорэтан и двух- и поливалентных металлов сульфоновая т.п.) кислота, NaOH OН C6H7O2 OН + HOSO2–OH OН C6H7O2 OН OН OSO3H+H2O с последующей нейтрализацией щелочью (образуется до 45 % Na2SO4). Замещение атома водоро да сульфогруппой, придание цел люлозе способности растворяться в воде и повышение устойчивости продукта к действию солей двух- и поливалентных металлов. Путем обработки NaOH может быть полу чена Na-соль, известная под назва нием СЦ – сульфат целлюлозы C6H9O4OSO3Na Этансульфо- Алкалицеллю- Обработка алкалицеллюлозы хлорэ- Рыхлая волок- В основном аналогична СЭЦ Аналогичен нат-целлю- лоза тансульфокислым натрием нистая масса или КМЦ и СЭЦ лоза (ЭСЦ) C6H9O4ONa, C6H9ONa + ClCH2CH2SO3Na порошок жел хлорэтан- C6H9O4CH2CH2SO3Na + NaCl того цвета сульфокис-лый натрий ClCH2CH2SO Na Монокарбо- Целлюлоза, Окисление и нитрование целлюлозы Похожа на КМЦ Снижает водо- Снижает водо- Растворенная в ксиметилцел- NO2 газ или NO2, N2O4 и т.п, образование поли- отдачу и по- отдачу (5–7 %), 5–10%-ном ра люлоза N2O4 жидкий, ангидроуроновой кислоты, а затем вышает вяз- вязкость и СНС створе NaOH (МКЦ) или раствор ее водорастворимых солей путем кость (0,5–1 %) или в других Na2O4 в CCl4, обработки NaOH, NH4OH или щелочных элек NaOH, NH4OH Na2CO тролитах или Na2CO П р о д о л ж е н и е т а б л. 7. Влияние на глинистый раствор и Исходные Товарный вид примерная концентрация добавки Способ ввода компоненты реагента, содер на первичную обработку Реагент Способ получения реагента реагента в гли для получения жание сухого нистый раствор пресный соленый реагентов вещества ( 3–5 % NaCl) (> 5 % NaCl) Сульфофено- КМЦ, фенол, Обработка 10%-ного водного рас- Белая масса Снижает водо- Снижает во- Растворенная в локарбо- NaOH, твора КМЦ раствором фенолята отдачу и по- доотдачу (0,5– 1 воде ксиметил- NaHSO3 натрия (синтетический фенол и 4%- вышает вяз- %), вязкость и целлюлоза ный раствор NaOH), нагревание кость и СНС СНС, допус-кает (СФ-КМЦ) смеси до 70 °С, введение 40%-ного (0,25–0,5 %) повышенную раствора NaHSO3 и выдерживание концентрацию при 85–98 °С в течение 1 ч. Совме- солей двух- и стная полимеризация фенола, КМЦ поливалентных и сульфирование продукта с целью металлов повышения термосолестойкости Встречающиеся при бурении скважин горные породы, в зависимо сти от их подверженности воздействию промывочных жидкостей це лесообразно разделять на пять видов: 1) глинистые;

2) хемогенные;

3) гранулярные породы-коллекторы;

4) твердые, не склонные к обвалам;

5) многолетнемерзлые.

В таблице 7.12 приводятся классификационные требования к промы вочным жидкостям, на основе которых выбирается их вид для конкрет ных условий бурения. В соответствии с этими данными необходимо проанализировать свойства горных пород, слагающих разрез скважины, после чего формируются требования, на базе которых выбирается кон кретный вид промывочной жидкости.

Химическая обработка промывочных жидкостей назначается в за висимости от преобладающих видов осложнений в конкретных интер валах бурения скважин. Исходя из этого выбирается состав промывоч ных жидкостей для бурения в намеченных интервалах буровых сква жин. Основные сведения о наиболее часто используемых в составе промывочных жидкостей химических реагентах приведены в табл.

7.13–7.17.

Конкретные виды и составы промывочных жидкостей необходимо выбирать в зависимости от условий бурения и залегания горных пород геологического разреза в соответствии с существующими рекоменда циями [18].

7.6. ТИПЫ ПРОМЫВОЧНЫХ ЖИДКОСТЕЙ, ИХ СОСТАВ И ОБЛАСТИ РАЦИОНАЛЬНОГО ПРИМЕНЕНИЯ При бурении скважин применяются десятки различных типов промы вочных жидкостей. Состав промывочных жидкостей определяется гео лого-техническими условиями бурения скважин, технологическими требованиями к их свойствам в целях повышения эффективности бу рения и требованиями к охране окружающей среды.

Промывочные жидкости должны выполнять ряд первостепенных тех нологических функций, успешность выполнения которых зависит как от скорости бурения, так и от ввода скважин в эксплуатацию при макси мальной продуктивности вмещающих коллекторов.

Вода широко применяется при бурении устойчивых кристалличе ских пород, обладает хорошей подвижностью и охлаждающей способ ностью, понижает прочность горных пород, имеет невысокую плот ность. Обеспечивает хорошую производительность бурения.

Глинистые растворы применяются при бурении осадочных мало связных пород, а также при проходке тектонических зон раз дробленных и сильно трещиноватых пород. В основном эти растворы используются при твердосплавном бурении и бурении скважин сплошным забоем. При бурении относительно устойчивых пород гли нистые растворы применяют без обработки химическими реагентами;

их плотность 1,08–1,20 г/см3, условная вязкость 22–25 с, водоотдача не более 25 см3/30 мин.

В неустойчивых породах глинистые растворы подвергают обработ ке реагентами-стабилизаторами в целях снижения фильтрационных свойств или в комбинации с реагентами-понизителями вязкости.

Малоглинистые растворы готовятся из высококачественных бенто нитовых глин, содержание которых составляет 5–7 %. В качестве структурообразователей применяют высокомолекулярные полимерные реагенты: КМЦ, полиакриламид и др. Эти реагенты имеют невысокую водоотдачу (3–12 см3), низкую плотность (1,02–1,05 г/см3) и вязкость (22–25 с) и используются при бурении в относительно устойчивых трещиноватых породах.

Ингибированные растворы применяются при бурении пород глини стого комплекса очень неустойчивых и склонных к взаимодействию с фильтратом бурового раствора. Это толщи вязких глин, сильно трещи новатые глинистые сланцы, алевролиты, аргиллиты. Процесс ингиби рования связан с насыщением промывочных жидкостей ионами каль ция, которые снижают гидрофильность твердой фазы и ее способность к пептизации, что замедляет процесс коагуляции раствора. Это позво ляет повышать глиноемкость растворов за счет поступления частиц разбуренных глин при удовлетворительном качестве их реологических свойств.

В качестве реагентов, поставляющих ионы Са2+, применяются хло ристый кальций, известь, гипс. В качестве ингибитора может исполь зоваться и жидкое стекло. Растворы, содержащие силикат Na+, обла дают крепящим действием.

Известковые растворы применяются для разбуривания толщ на триевых глин, которые легко переходят в раствор, причем реологиче ские свойства раствора иногда трудно регулировать.

Модифицирование поверхности глинистой фазы известью является следствием ионообменных процессов.

В состав известковых растворов, кроме глины, входят известь (0,2– 2,5 %), каустическая сода, понизители вязкости (ССБ) и водоотдачи (КМЦ, УЩР и др.).

Гипсовые растворы применяются при разбуривании неустойчивых глинистых отложений.

Содержание ионов кальция в гипсовом растворе составляет 700– 1200 мг/л. Для перевода в гипсовый раствор глинистый разбавляют водой до вязкости 30–35 с и за полный оборот раствора в скважине добавляют 1,1–1,7 % феррохромлигносульфонита ФХЛС, 0,15–0,30 % щелочи, а за следующий цикл – 1,2–1,5 % гипса и защитный реагент (КМЦ, ССБ). Гипсовый раствор устойчив к сульфатной и кальциевой агрессии.

Хлоркальциевые растворы используют при бурении самораспус кающихся неустойчивых глин, набухающих глинистых сланцев, ар гиллитов. Наибольший ингибирующий эффект достигается при кон центрации ионов кальция в растворе 2500–3500 мг/л. Кроме хлористо го кальция в растворе обязательно присутствие извести и лигносуль фонатов, оптимальное соотношение между которыми составляет 1:3:3.

Для стабилизации раствора в него вводят КМЦ в комбинации с КССБ. Известь применяется для регулирования щелочности раствора.

Добавки каустической соды нежелательны, так как с CaCl2 они обра зуют гашеную известь и содержание ионов Са2+ в растворе снижается.

Малосиликатные глинистые растворы применяются при бурении в осыпающихся аргиллитах и глинистых сланцах, солевых отложениях.

Они оказывают крепящее действие на стенки скважины.

Состав раствора: 1,55 % жидкого стекла + 0,51 % КМЦ + + % УЩР или 23 % ФХЛС.

Конкретный вид промывочной жидкости (бурового раствора), его состав и рациональные области применения выбирают исходя из сле дующих условий: физико-химические свойства горных пород геологи ческого разреза;

содержащиеся в них флюиды;

пластовые и геостати ческие давления;

температура на забое и др. Основные факторы, кото рые необходимо учитывать при выборе бурового раствора – это при рода и состав дисперсионной среды и дисперсной фазы, а также харак тер их действия на разбуриваемые горные породы.

Ниже приводится описание наиболее часто используемых в разве дочном бурении и бурении глубоких скважин на нефть и газ промы вочных жидкостей, название которых обусловливается составом дис персной фазы и дисперсионной среды, а также их основным действием на горные породы в скважине.

БУРОВЫЕ РАСТВОРЫ НА ВОДНОЙ ОСНОВЕ Вода, как промывочная жидкость, обладает рядом благоприятных для повышения эффективности процесса бурения свойств: по сравнению с применением глинистого раствора проходка на долото увеличивается на 15–20 %, механическая скорость бурения возрастает на 25–40 % [3], но при использовании воды в процессе бурения глинистые породы набухают, разупрочняются, теряют устойчивость. Исходя из этого, вода в качестве бурового раствора применяется крайне редко только при бурении твердых неглинистых пород карбонатно-песчанистого состава, а также в сульфонатных горных породах (гипс, ангидрит).

Нестабилизированные глинистые суспензии глин и суспензии на основе выбуренных горных пород, получаемые из глинопорошков или в процессе бурения из разбуриваемых глиносодержащих пород, при меняют при бурении неглубоко залегающих пород в сравнительно ус тойчивом разрезе, сложенном малопроницаемыми породами. В зави симости от типа исходной глины и состава разбуриваемых пород средние показатели таких растворов следующие: плотность 1,05–1, г/см3;

условная вязкость 25–50 с;

значения показателя фильтрации, СНС и рН не регламентируются.

В процессе бурения показатели нестабилизированных глинистых суспензий из выбуренных пород регулируются разбавлением водой.

Гуматные растворы представляют собой буровой глинистый рас твор, стабилизированный углещелочным реагентом (УЩР). Применя ют эти растворы при бурении в сравнительно устойчивом разрезе, в котором отсутствуют набухающие и диспергирующиеся глинистые породы. Допустимая минерализация для гуматных растворов не более 3 %, их термостойкость в этих условияях не превышает 120–140 °С. В отсутствие минерализации фильтрация гуматных растворов остается небольшой даже при 200 °С, однако при высокой температуре усили вается загустевание раствора.

В зависимости от коллоидальности глины и жесткости воды на приготовление 1 м3 гуматного раствора требуется (в кг): глины 50–200, сухого УЩР 30–50, Na2CO3 3–5 (при необходимости), воды 955–905, утяжелитель добавляют до необходимой плотности раствора.

При этом обеспечивается возможность получения растворов со следующими свойствами: плотность 1,03–2,2 г/см3, условная вязкость 20–60 с, СНС1 = 1860 дПа, СНС10 = 36120 дПа, показатель фильтра ции 4–10 см3/30 мин, рН = 910.

На повторные обработки в процессе бурения требуется 3–5 кг УЩР на 1 м3 раствора. Углещелочной реагент совместим с большинством реагентов (полиакрилатами, лигносульфонатами, КМЦ). Для предотвра щения загустевания при температуре на забое выше 100 °С раствор обрабатывают УЩР в сочетании с хроматами (0,5–1 кг на 1 м3 раство ра).

Хромлигносульфонатные растворы – это буровые глинистые растворы, стабилизированные хромлигносульфонатными (феррохром лигносульфонатными) реагентами (окзил, ФХЛС, КССБ-4) или ука занными реагентами в сочетании с полимерами (КМЦ, М-14, метас, гипан).

Такие растворы предназначены для разбуривания глинистых и ар гиллитоподобных пород при высокой температуре на забое. Раствор отличается более высокой, по сравнению с гуматными и лигносульфо натными растворами, устойчивостью к загущающему действию глин и более высокой термостойкостью (до 180 °С).

Наибольший разжижающий эффект достигается при рН бурового раствора 9–10.

На приготовление 1 м3 раствора только на основе хромлигносуль фонатных реагентов (в пересчете на сухое вещество) необходимо (в кг): глины 80–200, окзила (ФХЛС) 10–20, КССБ-4 40–30, NaOH – 2–5, Na2Cr2O7 (K2Cr2O7) 0,5–1, пеногасителя 3–5, воды 940–900, утяжелите ля – до получения раствора требуемой плотности.

Показатели раствора: плотность 1,06–2,2 г/см3, условная вязкость 28–40 с, показатель фильтрации 4–10 см3/30 мин, СНС1 = = 645 дПа, СНС10 = 1290 дПа, рН = 910.

На приготовление 1 м3 хромлигносульфонатного раствора, в состав которого входят полимерные реагенты, в пересчете на сухие вещества необходимо (в кг): глины 40–100, Na2CO3 3–5, полимерного реагента (КМЦ, М-14, метас и др.) 3–5, окзила 30–50, хроматов 0,5–1, NaOH 3– (для приготовления метаса, М-14 и нейтрализации окзила), воды 965– 925, утяжелителя – до получения раствора необходимой плотности.

Показатели раствора: плотность 1,03–2,2 г/см3, условная вязкость 25–60 с, показатель фильтрации 3–6 см3/30 мин, СНС1 = = 1860 дПа, СНС10 = 2490 дПа, рН = 89.

В качестве основы для хромлигносульфонатного раствора может быть использована глинистая суспензия, приготовленная из предвари тельно гидратированной и диспергированной глины, или ранее приме нявшийся раствор.

В хромлигносульфонатный, как и в лигносульфонатный, можно пе ревести любой пресноводный раствор. Регулирование показателей хромлигносульфонатного раствора аналогично лигносульфонатному.

Показатель фильтрации регулируется добавками полимерного реаген та (0,5–1,0 кг реагента на 1 м3 бурового раст- вора).

Лигносульфонатные растворы – буровые глинистые растворы, стабилизированные лигносульфонатными реагентами (иногда в соче тании с УЩР).

Используются при разбуривании глинистых отложений, гипсов, ан гидритов и карбонатных пород. Главная функция лигносульфонатных реагентов – понижение вязкости, основанное на сочетании стабилизи рующего и ингибирующего эффектов. Ингибирующее действие каль циевой ССБ в пресных растворах мягче, чем действие извести. Раствор термостоек до 130 °С.

При бурении в глинистых разрезах наиболее эффективно разжижа ется раствор при комбинированных обработках ССБ и УЩР.

В зависимости от качества исходной глины на приготовление 1 м лигносульфонатного раствора требуется (в кг): глины 80–200, ССБ 30– 40, УЩР 10–20, NaOH 5–10, пеногасителя 5–10, воды 940–900, утя желителя – до получения раствора необходимой плотности.

Указанные пределы компонентного состава обеспечивают получе ние растворов с показателями: плотность 1,06–2,2 г/см3;

условная вяз кость 18–40 с, показатель фильтрации 5–10 см3/30 мин, СНС1 = дПа, СНС10 = 1290 дПа, рН = 810.

Полимерные буровые растворы представляют собой водные рас творы высокомолекулярных полимеров (акрилатов, полисахаридов), структурированные малыми добавками бентонита или без него.

Эти растворы предупреждают диспергирование разбуриваемых по род и повышение содержания твердой и глинистой фаз в растворе.

Они характеризуются низким содержанием глинистой фазы, что спо собствует улучшению показателей бурения (повышение механической скорости проходки и проходки на долото).

Главная проблема применения полимерных недиспергирующих растворов – предотвращение обогащения их выбуренной породой. По этому в состав раствора вводят специальные реагенты-флокулянты селективного действия (например, гидролизованный полиакриламид – ПАА), флокулирующие кальциевую глину и грубодисперсную фрак цию выбуренной породы.

Термостойкость полимерных недиспергирующих растворов зависит от применяемых полимеров. Наибольшую термостойкость (до 250 °С) имеют растворы на основе акриловых полимеров.

Полимерные недиспергирующие растворы предназначены для бу рения в разрезах, сложенных устойчивыми низкоколлоидными глини стыми и карбонатными породами.

Полимерные растворы могут быть безглинистыми. В этом случае раствор представляет собой воду с добавкой полимера, обычно негид ролизованного ПАА, улучшающего реологические свойства воды и ее выносящую способность и флокулирующего выбуренную породу.

Для приготовления 1 м3 полимерного недиспергирующего раствора с низким содержанием высококоллоидной глинистой фазы (в пересче те на сухое вещество) требуется (в кг): глины 40–50, полимера (КМЦ, М-14, метас) 5–4, воды 810–850, ПАА 25–50 (0,5%-ного раствора), нефти 100–80, утяжелителя – до получения раствора требуемой плот ности.

Свойства раствора: плотность 1,03–2,0 г/см3, условная вязкость 20– 60 с, показатель фильтрации 5–8 см3/30 мин, СНС1 = = 1260 дПа, СНС10 = 2490 дПа, рН = 89. Один из основных показателей качества полимерного недиспергирующего раствора – низкое содержание гли нистой фазы, объемная доля которого не должна превышать 1,5–2 %.

Для приготовления 1 м3 безглинистого раствора требуется 975– л воды и 25–30 кг ПАА (8%-ной концентрации).

Для приготовления полимерного недиспергирующего раствора можно использовать пресный раствор, обработанный УЩР. Предвари тельно определяют содержание глинистой фазы и при необходимости ее снижения раствор разбавляют водой, а затем вводят 0,5%-ный рас твор ПАА из расчета 10–20 л/м3.

При разбуривании высококоллоидных глин регулирование ре ологических свойств полимерных растворов затруднено. В таких слу чаях в раствор дополнительно вводят неорганические электролиты.

Полимерные промывочные жидкости ППЖ (безглинистые) пред ставляют собой растворы водорастворимых полимеров: гипана, К-4, К-9, полиакриламида (ПАА), карбоксиметилцеллюлозы и др.

Полимерные жидкости обладают вязкостными свойствами, но низ кими значениями статического напряжения сдвига и водоотдачи. Они образуют прочные изолирующие пленки на стенках скважины и по верхности бурильных труб, снижающие коэффициент трения.

Полимерные жидкости понижают гидравлические сопротивления при малых зазорах между бурильными трубами и стенками скважины, особенно при бурении комплексами ССК и КССК. Они позволяют применять форсированные режимы при алмазном бурении, сохраняют устойчивость стенок скважин при проходке довольно сложных геоло гических разрезов.

Технологическая схема приготовления ППЖ включает следующие операции: набухание полимера, его растворение с получением концен трированного раствора в скоростных мешалках, разбавление концен трированного раствора до требуемой рабочей концентрации.

Полиакриламид в воде очень плохо растворяется, поэтому его под вергают гидролизу. Гидролиз осуществляется в скоростных мешалках при энергичном перемешивании с горячим (90–95 °С) раствором кау стической соды.

Количество NaOH для гидролиза ПАА вычисляется по формуле:

K m2 = C1Q, n где K – отношение сухого натра к количеству полимера в ПАА (K = 0,61,2);

С1 – массовая концентрация полимера в растворе, %;

Q – общая масса гидролизуемого полимерного раствора, кг;

n – коэффициент, зависящий от качества едкого натра в техническом продукте.

Содержание полимера в рабочей промывочной жидкости 0,1–0,5 %.

Полимерные промывочные жидкости по своим технологическим свойствам существенно превосходят воду и глинистые растворы: они в большой степени повышают устойчивость стенок скважины к воздей ствию потока жидкости, обеспечивают смазочный эффект, исключают прихваты бурового снаряда при длительных остановках его вращения, снижают гидродинамическое давление в кольцевом зазоре между по верхностями ствола скважины и бурового снаряда.

Сведения о реагентах, синтетических полимерах, приведены в табл.

7.18.

Ингибирующие буровые растворы используются для снижения интенсивности поступления выбуриваемой породы в состав глинисто го раствора. Такие растворы способствуют повышению устойчивости стенок скважин при бурении. В состав ингибирующих растворов вхо дит неорганический электролит или полиэлектролит. Снижение размо каемости и диспергирования выбуренных шламов достигается в ре зультате следующих мероприятий:

а) ввод в суспензию электролита, содержащего поливалентный ка тион (гипс, хлористый кальций);

б) обработка глинистого раствора солями-коагуляторами (NaCl, KCl);

в) добавка солей поливалентных металлов, переходящих в растворе в гидроокиси;

г) обработка высокощелочными соединениями, увеличивающими глиноемкость буровых растворов;

д) использование модифицированных лигносульфонатов;

е) обработка раствора полимерными соединениями;

ж) добавка алюминиевых или железных высших жирных или наф теновых кислот, придающих раствору дифильные свойства;

з) комбинированные обработки указанными выше соединениями.

Т а б л и ц а 7. Синтетические полимеры Влияние на глинистый раствор и Исходные Товарный вид Способ ввода примерная концентрация добавки компоненты для реагента, содер- реагента в на первичную обработку Реагент Способ получения реагента получения реа- жание сухого глинистый пресный соленый гентов вещества раствор ( 3–5 % NaCl) (> 5 % NaCl) Гидролизован- Полиакрило- Щелочной гидролиз при 96–100 Желтая вязкая Снижает водо- Снижает водоот- В товарном ви ный полиакри- нитрил (ПАН), °С, соотношение ПАН и NaOH жидкость с запа- отдачу, повы- дачу (до 2 %). Эти де при рН = лонитрил (гипан- NaOH равно 1:1 при получении гипа- хом аммиака (10 шает вязкость свойства у гипана- = 1, гипан-0,7) на-1 и 1:0,7 – гипана-0,7. Обра- %) (0,4– 0,7 проявляются зование сополимеров – акрила- 0,5 %) сильнее, чем у та натрия, акриамида и акрило- гипана- нитрила при оптимальном со отношении кислотно-амидного ба-ланса. Придание продукту стабилизирующих свойств Полиакрило- Нитрил акрило- Замена нитрильной группы ак- Высоковязкая Является сильным коагулятором. В товарном амид (ПАА) вой кислоты риловой кислоты на амидную с жидкость Может применяться для обработки виде последующей полимеризацией в глинистых растворов с низкой присутствии реагентов окислите- концентрацией твердой фазы лей-восстановителей Гидролизован- Полиакрило- Гидролиз ПАА. В глиномешалку Высоковязкая Снижает водоотдачу, загущает В водном рас ный полиакри- амид триполи- загружают 600 кг 8%-ного рас- жидкость глинистый раствор (0,5–2 %) творе лоамид (РС-2) фосфат натрия твора ПАА, 60 кг ТПФН, 60 кг (1–2 %) (ТПФН), NaOH NaOH и доливают водой до м3. Образование сополимера акриловой кислоты и амида, обладающих стабилизирующи ми свойствами П р о д о л ж е н и е т а б л. 7. Влияние на глинистый раствор и Исходные Товарный вид Способ ввода примерная концентрация добавки компоненты для реагента, содер- реагента в на первичную обработку Реагент Способ получения реагента получения реа- жание сухого глинистый пресный соленый гентов вещества раствор ( 3–5 % NaCl) (> 5 % NaCl) РС-4 РС-2, Na2CO3, Обработка РС-2, Na2CO3 и 0,01 То же Подобен РС-2 То же хроматы % хроматов. Повышение ус тойчивости продукта к солям кальция, магния и т.п.

Гидролизован- Полиакрилони- Щелочной гидролиз ПАН при " Подобен гипану В щелочном ный полиакри- трил (ПАН) 90–95 °С в течение 2 ч. Прида- растворе лонитрил К-2 ние продукту стабилизирую щих свойств Метас Метилметакри- На первой стадии образуется Рассыпчатый То же То же лат, метакрило- метакриламид, который поли- комковатый по вая кислота, меризуется с метакриловой рошок (>50 %) H2SO4, K2Cr2O7 кислотой при 70–78 °С в ки слой среде. Затем происходит отделение твердой массы и высушивание. Придание про дукту стабилизирующих свойств и высокой термосоле стойкости. Получение продукта в твердом виде Гидролизован- Полиакрилони- Гидролиз ПАН при избытке Высоковязкая Подобен гипану В водном рас ный полиакри- трил (ПАН) щелочи при 95 °С. Придание жидкость (1– 2 творе лонитрил К-9 продукту стабилизирующих %) свойств Реагент М-14 Сополимер ме- – Мелкогранули- Подобен метасу, но выше по тер- То же такриловой ки- рованный поро- мосолеустойчивости слоты с мета- шок белого крилатом цвета Метасол Сополимер ме- – То же Подобен метасу. Оптимален при " такриловой кис- рН = 7– лоты с мета криламидом Лакрис-20 Термостойкий – Порошок или Эффективно снижает водоотдачу В сухом виде сополимер ме- мелкие гранулы пресных и насыщенных NaCl бу- или в водном такриловой ки- белого или жел- ровых растворов при температуре растворе слоты с мета- товато-белого до 280 °С, рН раствора 8– крилатом в при- цвета 10. Неэффективен при наличии сутствии моно- Ca2+, Mg2+ этаноламина и щелочи В практике бурения скважин при разбуривании глинистых пород для уменьшения числа осложнений, связанных с загустеванием раствора, сальникообразованиями и нарушениями целостности ствола скважины, нередко используют высокощелочные глинистые и безглинистые рас творы с рН = 1113. К ним относят растворы, обработанные лигносуль фонатами в сочетании с едким натром, известковые, алюминатные, без глинистые, солестойкие.

Все высокощелочные системы ограниченно термостойки, и чем вы ше коллоидальность разбуриваемых пород, тем ниже термостойкость раствора.

Химические реагенты-стабилизаторы в высокощелочной среде ме нее эффективны.

Алюминатные растворы – буровые глинистые растворы на осно ве кальциевой глины, содержащие ингибирующую добавку – высоко щелочной алюминат натрия, стабилизированный лигносульфонатами.

Алюминатные растворы бывают пресные и соленасыщенные. Пре сные алюминатные растворы используют для разбуривания глинистых отложений в условиях невысоких (до 100 °С) забойных температур. В качестве реагента-стабилизатора используют только ССБ, применяе мую совместно с алюминатом натрия. Алюминатные глинистые рас творы обладают устойчивостью в широком диапазоне хлорнатриевой минерализации и небольшими показателями фильтрации.

Для приготовления алюминатного глинистого раствора использу ется черкасский немодифицированный бентонит или другая кальцие вая глина. Алюминатный раствор, приготовленный из кальциевых глин, имеет преимущества перед раствором из натриевых глин: при равном расходе реагентов его показатель фильтрации ниже, а вязкость и СНС меньше.

Порядок приготовления: в воду, содержащую необходимое количе ство ССБ, добавляют глину и вводят алюминат натрия. В связи с не достаточным выпуском алюмината натрия возможна его замена алю минатом кальция, в качестве которого используют глиноземистый (или гипсоглиноземистый) цемент.

На приготовление 1 м3 раствора требуется (в кг): глины 500–700, воды 765–540, ССБ (50%-ной концентрации) 30–150, NaAlO2 (30%-ной концентрации) 5–30.

Получаемый раствор имеет плотность 1,3–1,5 г/см3.

После приготовления раствор следует выдержать не менее суток.

Так как плотность алюминатного раствора доходит до 1,5 г/см3, во многих случаях его можно использовать без утяжелителя. Однако приготовить алюминатный раствор плотностью 1,04–1,08 г/см3 не представляется возможным.

Пенообразование у растворов, содержащих лигносульфонаты, уменьшается с увеличением добавок алюмината натрия и увеличением содержания глинистой фазы. Для предотвращения пенообразования в раствор вводят пеногасители (производные жирных кислот, РС, ПЭС, трибутилфосфат и др.).

Известковые растворы представляют собой сложные многоком понентные системы, включающие кроме глины и воды четыре обяза тельных реагента: известь, каустик, понизитель вязкости, защитный коллоид. В их состав также могут входить нефть или дизельное топли во, утяжелитель и различные добавки специального назначения.

Известковые растворы применяются при разбуривании высококол лоидных глинистых пород и аргиллитов. В результате применения известковых растворов повышается их глиноемкость, уменьшается пептизация выбуренной глины, снижаются набухание и вспучивание сланцев, слагающих стенки скважины, уменьшается опасность при хватов.

В отличие от алюминатных известковые растворы ограниченно со лестойки (до 5 % по NaCl).

Основной недостаток известковых растворов – невысокая термо стойкость (100–120 °С).

На приготовление 1 м3 известкового раствора (в пересчете на сухое вещество) требуется (в кг): глины 8–120, УЩР 5–10, лигносульфоната 50–30, каустика 5–3, воды 913–915,5, утяжелителя – до получения рас твора требуемой плотности.

Снижение фильтрации достигается добавками 1–3 кг/м3 КМЦ (ги пан) или 20–30 кг/м3 КССБ-4.

Свойства растворов могут изменяться в широких пределах: плот ность 1,08–2,2 г/см3, условная вязкость 18–30 с, показатель фильтрации 4–8 см3/30 мин, СНС1 = 624 дПа, СНС10 = 936 дПа, рН = 1112,5. Со держание извести в растворе должно составлять 3–5 г/л, содержание ионов кальция в фильтрате раствора – 100–300 мг/л.

Для приготовления известкового глинистого раствора глинопоро шок должен предварительно продиспергировать в пресной воде с до бавкой УЩР, воды, щелочного раствора лигносульфоната (ССБ, окзил или др.) и извести в виде пушонки или известкового молока (табл.

7.19). Для приготовления известкового раствора можно использовать пресный.

Для перевода раствора в известковый основное значение имеют концентрация глинистой фазы и ее коллоидность.

Известкование осуществляется в следующем порядке: при наличии в растворе высококоллоидных глинистых минералов сначала вводят щелочной раствор лигносульфоната (2–5 %) и при необходимости – воду. После получения вязкости 25–30 с (по воронке СПВ-5) раствор обрабатывают известью (0,5–1 %) в сочетании с щелочным раствором лигносульфоната (2–3 %). Если после известкования показатель Т а б л и ц а 7. Плотность известкового молока и содержание в нем CaO и Ca(OH) (по А.И. Булатову, А.Г. Аветисову) Содержание CaO, г Массовая доля Плотность, г/см3 Ca(OH)2, % в 100 г в 1 л 1,009 0,99 10 1, 1,017 1,96 20 2, 1,025 2,93 30 3, 1,032 3,88 40 5, 1,039 4,81 50 6, 1,046 5,74 60 7, 1,054 6,65 70 8, 1,061 7,54 80 9, 1,068 8,43 90 11, 1,075 9,30 100 12, 1,083 10,16 110 13, 1,090 11,01 120 14, 1,097 11,86 130 15, 1,104 12,68 140 16, 1,111 13,50 150 17, 1,119 14,30 160 18, 1,126 15,10 170 19, 1,133 15,89 180 21, 1,140 16,67 190 22, 1,148 17,43 200 23, 1,155 18,19 210 24, 1,162 18,94 220 25, 1,169 19,68 230 26, 1,174 20,41 240 26, 1,184 21,12 250 27, 1,191 21,84 260 28, 1,198 22,55 270 29, 1,205 23,24 280 30, 1,213 23,92 290 31, 1,220 24,00 300 32, фильтрации повышается, то вводят 0,1–0,3 % КМЦ, 1–3 % КССБ или другие добавки.

Существует несколько способов известкования.

1. Последовательный ввод в глинистый раствор щелочного раство ра лигносульфоната (два-три цикла), а затем известкового молока плотностью 1,10–1,12 г/см3. Недостаток этого способа – длительность процесса.

2. Одновременный, но раздельный ввод реагентов – лигносульфо ната, каустика и известкового молока. На первичную обработку расхо дуется 1–2 % ССБ (50%-ной концентрации), 0,3–1 % каустической соды (плотностью 1,42 г/см3) и 1–2 % известкового молока (плотностью 1,10–1,12 г/см3), за первый цикл вводят каустическую соду и 1/3 ССБ, за последующие два-три цикла добавляют известь и остальное количест во ССБ.

3. Обработка раствора реагентом БКИ. В 1 м3 такого реагента со держится 625 л ССБ плотностью 1,26 г/см3, 150 л каустической соды плотностью 1,42 г/см3, 225 л известкового молока плотностью 1,10– 1,12 г/см3;

соотношение между компонентами может меняться в зави симости от состава разбуриваемых пород.

Известковые растворы применяются до температуры 100–200 °С.

Безглинистые солестойкие растворы состоят из бурого угля, кау стической соды, воды и гидроксида поливалентного металла. Приме няются при проводке скважин, осложненных наличием хемогенных отложений, осыпающихся и склонных к обвалам терригенных пород.

Крепящее действие основано на образовании в определенных тем пературных условиях не растворимых в воде цементирующих веществ – гидросиликатов и гидроалюминатов двухвалентных металлов. При отсутствии двухвалентных катионов в буровом растворе и разбури ваемых породах происходит только химическое разрушение щелочью глинистых минералов без связывания продуктов разрушения в нерас творимые соединения. При отсутствии каустической соды и наличии только ионов кальция буровой раствор превращается в разновидность кальциевых растворов.

Крепящий эффект раствора лучшим образом проявляется при на личии достаточно высокой концентрации каустической соды (не менее 0,2 %) и избытке в жидкости нерастворенного гидроксида двухвалент ного металла: Ca(OH)2, Ba(OH)2 и др.

Недостатки этих растворов – низкая термостойкость и высокая ще лочность. Так как при использовании данного раствора не исключена возможность перехода в него выбуренной породы, то возможно его сильное загустевание и даже затвердевание.

Основные материалы для приготовления такого раствора – бурый уголь или торф, каустическая сода и гидроксид двухвалентного ме талла. В начальной стадии приготовления необходимы повышенные концентрации каустической соды при насыщении системы по гидро ксиду кальция и его некотором избытке.

Количество бурого угля при приготовлении жидкости может ме няться в зависимости от того, заменяется система глинистого раствора полностью или используется часть глинистого раствора, находящегося в скважине.

Для приготовления 1 м3 раствора требуется (в кг): бурого угля 300– 400, каустической соды 15–20, известкового молока (плотностью 1,10–1,12 г/см3) 90–100, воды 750–700.

При использовании части глинистого раствора на 1 м3 расходуется 50–150 кг бурого угля, 10–15 кг каустической соды, 15–45 л известко вого молока.

Вязкость раствора зависит от количества введенного бурого угля.

Вследствие высокой щелочности (рН = 1314) раствор термостоек до 100 °С.

Кальциевые растворы – это ингибирующие глинистые, содержа щие, кроме глины, воды, нефти и утяжелителя, реагенты-понизители вязкости, фильтрации и регуляторы щелочности, специальные вещест ва – носители ионов кальция.

Действие их заключается в основном в предотвращении перехода выбуренной глины в натриевую форму, в переводе натриевой глины в кальциевую, в результате чего снижаются гидратация и набухание сланцев.

Известковый раствор с низким рН – кальциевый буровой рас твор, содержащий в качестве ингибитора – носителя ионов кальция, гидроксид кальция, более высокий уровень растворимости которого обеспечивается пониженным значением рН раствора (9,0–9,5).

Этот раствор предназначен для разбуривания глинистых отложе ний;

температурный предел 160 °С.

В процессе бурения контролируют содержание кальция в фильтра те, содержание извести в растворе и рН раствора.

На приготовление 1 м3 известкового раствора с низким рН требует ся (в кг): глины 80–200, лигносульфонатного реагента 20–30, пенога сителя 3, полимерного реагента 5–10, воды 915–867, известкового мо лока ( = 1,101,12 г/см3) 3–6, утяжелителя – до получения раствора необходимой плотности.

Технологические показатели могут изменяться в широких пре делах: плотность 1,04–2,2 г/см3, условная вязкость 25–40 с, показатель фильтрации 4–8 см3/30 мин, СНС1 = 1260 дПа, СНС10 = 30–90 дПа, рН = 8,59,5.

Основные характеристики этого раствора – содержание извести, которое должно поддерживаться на уровне 0,5–1,0 г/л, и ионов каль ция в фильтрате (500–600 мг/л).

Гипсоизвестковый раствор – ингибирующий кальциевый рас твор, содержащий в качестве носителя ионов кальция гипс и гидро ксид кальция.

Гипсовые растворы предназначены для разбуривания высоко коллоидных глинистых пород в условиях высоких температур на забое (до 160 °С).

На приготовление 1 м3 гипсоизвесткового раствора необходимо (в кг): глины 80–200, воды 950–900, окзила (ФХЛС) 5–10, Ca(OH)2 или KOH 2–3, КМЦ 3–5, Na2Cr2O7 (K2Cr2O7) 0,5–1,0, гипса (алебастра) 15– 20, пеногасителя 3–5, утяжелителя – до получения раствора необходи мой плотности.

Показатели раствора: плотность 1,04–2,2 г/см3, условная вязкость 25–40 с, показатель фильтрации 3–6 см3/30 мин, СНС1 = = 1260 дПа, СНС10 = 3090 дПа, рН = 8,59,5.

Хлоркальциевый раствор – ингибирующий кальциевый раствор, содержащий в качестве ингибирующей добавки хлорид кальция.

Хлоркальциевые растворы наиболее эффективны при разбуривании аргиллитов. Присутствие в фильтрате бурового раствора ионов каль ция способствует значительному сокращению осыпей и обвалов при разбуривании неустойчивых отложений.

Из-за отсутствия эффективных кальциестойких реагентов термо стойкость его ограничена (100 °С).

Глинистую суспензию на пресной воде обрабатывают КМЦ и КССБ. Одновременно с КССБ в раствор добавляют пеногаситель. По сле получения оптимальных показателей (вязкость 25–30 с, СНС1 = 1224, СНС10 = 3060 дПа, показатель фильтрации 3–5 см3/30 мин) раствор обрабатывают хлоридом кальция и известью.

На приготовление 1 м3 раствора требуется (в кг): глины 80–200, КССБ 5–70, КМЦ (крахмал) 10–20, CaCl2 10–20, Ca(OH)2 3–5, NaOH 3– 5, воды 920–870, пеногасителя 5–10.

Калиевые растворы содержат в качестве ингибирующих добавок соединения калия. Действие калиевых растворов обусловлено наличи ем ионов калия в глинистых минералах. Наиболее быстрое насыщение глин ионами калия происходит при рН = = 910.

Такие растворы эффективны при бурении неустойчивых глинистых сланцев. Существует ряд разновидностей калиевых растворов, отли чающихся составом и некоторыми свойствами: хлоркалиевые и калие во-гипсовые растворы.

Хлоркалиевые растворы содержат в качестве ингибирующего электролита хлорид, а в качестве регулятора щелочности – гидроксид калия. Такие растворы предназначены для повышения устойчивости стенок скважины при бурении в неустойчивых глинистых сланцах раз личного состава.

На приготовление 1 м3 хлоркалиевого раствора требуется (в кг): глины 50–100, KCl 30–50, полимера (КМЦ, М-14, метас, крахмал) 5–10, КССБ 30–50, КОН 5–10, пеногасителя 2–3, воды 940–920, утяжелителя – до получения раствора требуемой плотности.

Показатели раствора: плотность 1,08–2,0 г/см3, условная вязкость 25–40 с, показатель фильтрации 4–8 см3/30 мин, СНС1 = = 1260 дПа, СНС10 = 36120 дПа, рН = 99,5.

Основным показателем качества является содержание хлорида ка лия в фильтрате, которое в большинстве случаев должно быть в преде лах 30–70 г/л, однако в зависимости от условий бурения может быть увеличено до 150 г/л.

Калиево-гипсовый раствор содержит в качестве ингибирующих добавок соединения калия и кальция, в частности гипс. В отличие от хлоркальциевого такой раствор менее подвержен коагуляционному загустеванию, ингибирующее действие его сильнее.

Калиево-гипсовые растворы используют для разбуривания высоко коллоидальных глин, когда хлоркалиевый раствор недостаточно эф фективен. Термостойкость зависит от используемого защитного реа гента, но не превышает 160 °С.

На приготовление 1 м3 калиево-гипсового раствора требуется (в кг): глины 60–150, окзила (КССБ-4) 30–50, КМЦ (крахмала) 5–10, KCl 10–30, КОН 5–10, гипса (CaSO4) 10–15, пеногасителя 2–3, воды 930– 890, утяжелителя – до получения раствора требуемой плотности.

Показатели раствора: плотность 1,08–2,2 г/см3, условная вязкость 20–30 с, показатель фильтрации 4–8 см3/30 мин, СНС1 = = 636 дПа, СНС10 = 1272 дПа, рН = 89.

Основные показатели качества, определяющие назначение раствора, следующие: содержание хлорида калия в фильтрате (30–70 г/л) и со держание ионов кальция (1000–1200 мг/л).

Растворы с добавлением солей алюминия. Ионы алюминия ад сорбируются на глинистых минералах более прочными связями, чем другие обменные катионы, при этом общая обменная емкость глини стых минералов снижается. При повышении щелочности (рН > 4) соли алюминия переходят в нерастворимый в воде гидроксид.

Буровые растворы имеют рН = 7, поэтому добавляемая в раствор соль переходит в гидроксид, а при высоких значениях рН – в раство римые соединения, в которых трехвалентный металл находится в виде анионов.

Алюминизированный раствор содержит в качестве ингибирующей добавки соли алюминия, переходящие в растворе в гидроксид алюми ния. Термостойкость раствора достигает 200 °С и выше.

Для приготовления раствора используют высококоллоидальную и комовую глины, сернокислый или хлористый алюминий, гидроксид натрия. В качестве разжижителя применяют модифицированные хромлигносульфонаты (окзил, ОССБ и др.). Снижение фильтрации достигается вводом полимерного реагента – КМЦ, метаса, М-14, гипа на и др.

На приготовление 1 м3 такого раствора требуется (в кг): глины 60– 150, соли алюминия 3–5, КМЦ (метас, М-14, гипан) 3–5, NaOH 1–3, хромпика 0,5–1, воды 970–935, окзила 10–30, утяжелителя – до полу чения раствора требуемой плотности.

Оптимальные значения рН бурового раствора, обработанного со лями алюминия, находятся в пределах 8,5–9,5.

Алюмокалиевый раствор содержит в качестве ингибирующей до бавки алюмокалиевые квасцы и гидроксид калия;

рН таких растворов поддерживается близким к нейтральному. Ингибирующее действие этого раствора выше, чем алюминизированного. Он может использо ваться и для разбуривания увлажненных глинистых отложений.

Раствор готовят аналогично алюминизированному. В качестве ин гибирующей добавки вводят алюмокалиевые квасцы, гидроксид калия, бихромат калия.

На приготовление 1 м3 раствора требуется (в кг): глины 60–150, KАl(SO4)2 3–5, KOH 1–3, K2Cr2O7 0,3–0,5, воды 960–920, окзила 20– 30, метаса (М-14) 3–5, утяжелителя – до получения раствора требуе мой плотности.

Силикатные растворы – это растворы на основе водорастворимо го силиката натрия (жидкого стекла).

Силикат натрия в составе таких растворов выполняет роль ингиби рующей добавки, что способствует повышению устойчивости стенок скважины при разбуривании осыпающихся пород. Упрочнение слан цев происходит за счет легкого проникновения жидкого стекла в тре щины и поры стенок скважины и быстрого выделения геля кремниевой кислоты, цементирующей поверхность ствола.

Силикатный раствор готовят из предварительно гидратированного в пресной воде глинопорошка, в который вводят УЩР, КМЦ, силикат натрия.

На приготовление 1 м3 силикатного раствора требуется (в кг): гли ны 80–100, воды 935–900, УЩР 30–50, Na2SiO3 20–40, КМЦ (М-14) 5– 10, утяжелителя – до получения раствора требуемой плотности.

Показатели раствора: плотность 1,05–2,0 г/см3, условная вязкость 20–40 с, показатель фильтрации 4–8 см3/30 мин, СНС1 = = 945 дПа, СНС10 = 27135 дПа, рН = 8,59,5. Оптимальное значение рН, при ко тором раствор считается термостойким, находится в пределах 8,5–9,5.

Повышение структурно-механических характеристик достигается вво дом пасты, приготовленной из бентонитового глинопорошка с добав кой УЩР.

Гидрофобизирующие растворы имеют в своем составе вещества, вызывающие гидрофобизацию глинистых пород.

Такими веществами являются кремнийорганические соединения или соли высших жирных или нафтеновых кислот. Эти соединения вследствие своей дифильности адсорбируются на глинистых минера лах, создавая гидрофобный барьер, препятствующий контактированию глин с дисперсионной средой (водой).

Растворы с кремнийорганическими соединениями в качестве инги бирующей добавки содержат, например, ГКЖ-10, ГКЖ-11.

В состав раствора кроме ГКЖ входят вода, глина и полимерный реагент – понизитель фильтрации, в качестве которого используются КМЦ, КССБ, ПАА и др. Защитные реагенты КМЦ, КССБ, полиакри ламид в сочетании с кремнийорганической жидкостью проявляют вы сокое стабилизирующее действие на коллоидную фазу бурового рас твора.

Растворы, обработанные защитными реагентами и ГКЖ, термо стойкие.

Раствор готовят непосредственно в процессе бурения при циркуля ции технической воды через скважину. При использовании ПАА пред варительно, за 1–2 сут до начала бурения, готовят комплексный реа гент, в котором ПАА и ГКЖ берутся в соотношении 1:20 [в пересчете на 6%-ный ПАА марки АМФ это составляет 1:6, а на товарный ПАА (ГС) – 1:10].

Состав реагента (в кг): ПАА (на сухое вещество) 2–3, кремнийор ганическая жидкость (ГКЖ-10, ГКЖ-11) 40–60, воды 958–937.

Для приготовления реагента в расчетное количество воды добав ляют ПАА, содержимое перемешивают в течение 1–2 ч, затем добав ляют ГКЖ и полученную смесь перемешивают до однородного со стояния.

При использовании ГКЖ в сочетании с КМЦ или КССБ раствор обрабатывают путем раздельного ввода реагентов. Вначале в воду до бавляют 0,3–0,35 % ГКЖ, а затем по мере обогащения воды глинистой фазой раствор стабилизируют КМЦ или КССБ.

Свойства раствора: плотность 1,0–1,24 г/см3, условная вязкость 25– 30 с, показатель фильтрации 5–8 см3/30 мин, СНС1 = = 1260 дПа, СНС10 = 2790 дПа, рН = 89.

Раствор, обработанный мылами жирных кислот, содержит в качестве добавок алюминиевые мыла высших жирных и нафтеновых кислот, обеспечивающих ингибирование и гидрофобизацию.

При взаимодействии щелочных мыл с катионами трехвалентных металлов (железа, алюминия) образуются нерастворимые в воде, но химически активные мыла, которые в зависимости от рН среды могут быть одно-, двух- и трехзамещенные.

Готовят раствор из предварительно гидратированного в пресной воде глинопорошка. Полученную суспензию обрабатывают полимер ным реагентом, вводят смесь нафтената алюминия с нефтью.

Для приготовления 1 м3 глинистого раствора требуется (в кг): гли ны 30–80, полимерного реагента (КМЦ, гипан, метас, М-14) 3–5, ОП 10 10–7 (при необходимости утяжеления), воды 875–888, смеси СНАН (мылонафт, квасцы, нефть в соотношении 2:0,6:1,0) 100–70.

Свойства раствора: плотность 1,06–1,18 г/см3, вязкость 18– 20 с, показатель фильтрации 3–5 см3/30 мин, СНС1 = 618 дПа, СНС10 = 1224 дПа, рН = 89.

Соленасыщенные растворы применяют для устранения каверно образования при разбуривании соленосных толщ.

В зависимости от пластовых давлений, мощности и состава соле носных пород бурение осуществляют с применением рассола, глини стого соленасыщенного раствора, не обработанного реагентами понизателями фильтрации, и соленасыщенного глинистого раствора, стабилизированного реагентами.

Необработанный глинистый соленасыщенный раствор включает в себя глину, воду и соль. Для улучшения смазывающих свойств добав ляют нефть, графит, а при необходимости создания высокой плотности – утяжелитель.

Такой раствор используют для разбуривания солей без пропластков терригенных отложений, он может применяться при температуре до 160 °С.

Раствор готовят на основе гидратированного в пресной воде глино порошка (саригюхский бентонит, палыгорскит), вводят каль цинированную и каустическую соду.

После приготовления глинистую суспензию обрабатывают нефтью в сочетании с графитом, добавляют соль до насыщения и при необхо димости – утяжелитель.

Для приготовления 1 м3 раствора требуется (в кг): глины 100–200, NaCl 265–255, нефти 80–100, графита 5–10, NaOH 10–20, Na2CO3 10– 40, воды 700–710, утяжелителя – до получения раствора необходимой плотности.

Свойства: плотность 1,2–2,0 г/см3, условная вязкость 20–40 с, СНС = 1236 дПа, СНС10 = 2472 дПа, показатель фильтрации не регламен тируется, рН = 78.

Стабилизированный соленасыщенный раствор кроме глины, во ды, соли и нефтепродуктов содержит солестойкий полимерный реа гент (крахмал, КМЦ или акриловый полимер). Такой раствор предна значен для бурения в солях с пропластками глинистых отложений.

Термостойкость соленасыщенного стабилизированного раствора за висит от используемого полимерного реагента (крахмал, КМЦ, поли акрилаты) и может составлять 100–220 °С.

Раствор готовят на основе гидратированного в пресной воде глино порошка (бентонитовый, палыгорскитовый, гидрослюда). В приготов ленную глинистую суспензию добавляют 10–20 кг кальцинированной соды. Затем вводят реагент-стабилизатор, лигносульфонатный реагент, нефть и в последнюю очередь добавляют соль до насыщения.

На приготовление 1 м3 глинистого раствора необходимо (в кг):

глины 80–100–200, Na2CO3 10–20–10, полимерного реагента (крахмал, КМЦ, полиакрилат) 20–30–20, лигносульфоната (ССБ, ФХЛС, КССБ) 10–20–10, NaOH 10–20–10, NaCl 260–240–250, нефти 80–100–80, воды 730–680–690, утяжелителя – до получения раствора необходимой плотности.

Свойства раствора: плотность 1,2–2,0 г/см3, условная вязкость 25– 60 с, показатель фильтрации 3–5 см3/30 мин и более, СНС1 = = дПа, СНС10 = 36135 дПа, рН = 7,58,5.

Раствор на основе гидрогеля магния состоит из воды и полимер ного реагента. В качестве структурообразователя, ингибирующей до бавки и насыщающих солей используют соли магния и гидроксид на трия. При взаимодействии солей магния с гидроксидом натрия образу ется гидрогель магния Mg(OH)2, который постепенно переходит в бо лее устойчивое соединение – пятиокисный оксихлорид магния – 5MgOMg(OH)213H2O.

Гидрогель магния применяют при разбуривании терригенных по род. Он препятствует быстрому увлажнению глинистых минералов, повышает устойчивость ствола скважины. Раствор, насыщенный соля ми магния, используют для разбуривания соленосных пород – бишо фита, карналлита.

Для разбуривания солей готовят соленасыщенный раствор. При циркуляции через скважину добавляют 1,5–2 % оксида (гидроксида) щелочного металла в виде концентрированного раствора или "моло ка". Через 1–2 ч в зависимости от интенсивности перемешивания и температуры раствор приобретает гелеобразную консистенцию. По сле того как условная вязкость повысится до 30–40 с, а СНС1 – до 20–30 дПа, в гидрогель добавляют реагент-понизитель фильтрации (КМЦ, крахмал, КССБ, окзил).

В целях экономии щелочи в образовавшийся гидрогель добавляют 5–10 % оксида или гидроксида магния.

На приготовление 1 м3 раствора требуется (в кг): MgCl2 (MgSO4) 300–280, NaOH 15–20, Mg(OH)2 или MgO 50–100, КМЦ 20–25, КССБ- 30–50, воды 850–800.

Свойства раствора: плотность 1,2–2,0 г/см3, условная вязкость 20– 40 с, показатель фильтрации 5–10 см3/30 мин и более, СНС1 = дПа, СНС10 = 1242 дПа, рН = 7,58,5.

Эмульсионные растворы бывают I типа (растворы на водной ос нове или типа "масло в воде"), представителями которых являются эмульсионные безглинистые и эмльсионно-глинистые растворы (ЭГР), а также II типа (растворы на углеводородной основе – РУО или типа "вода в масле"), представителями которых являются безводные РУО (в составе до 5 % воды) и обращенные (инвертные) эмульсионные рас творы (в составе до 30–60 % воды).

Эмульсионные безглинистые или водно-эмульсионные растворы представляют собой водомасляные эмульсии – коллоидные компози ции, состоящие из двух (или нескольких) несмешивающихся в обыч ных условиях между собой жидкостей, одна из которых раздроблена до капель (дисперсная фаза) и равномерно распределена в объеме дру гой непрерывной части системы (дисперсионной среде).

Обязательный компонент таких систем – масляная фаза, тонкодис пергированная в непрерывной водной среде. Масляная фаза представ ляет собой антифрикционную добавку к водной среде для улучшения ее смазочных свойств, в качестве которой используется большая груп па нефтяных масел (трансмиссионных, машинных, трансформаторных, нефтяных и др.), а также жировых гидронов и талловых масел. Для улучшения смазочных свойств различные масла смешиваются для по лучения компаундов антифрикционных добавок.

Масляная фаза эмульсионных растворов довольно быстро коалес цирует с последующим расслоением масла и воды. Для исключения этого и в целях повышения стабильности эмульсий, а также обеспече ния получения тонкодиспергированных (10–2– 10–4 см) капелек масла в воде (эмульгирования) в состав эмульсий вводятся поверхностно активные вещества, хорошо растворимые в воде.

При выборе концентратов для приготовления эмульсионных про мывочных жидкостей и определения их рабочей концентрации необ ходимо исходить из данных, приведенных в табл. 7.20.

Эмульсионные глинистые растворы (ЭГР) применяются чаще всего при бурении мощных толщ, глинистых и глинисто-карбонатных пород, склон ных к образованию сальников на бурильных трубах.

Эмульсионные глинистые растворы можно получить практически из всех растворов на водной основе независимо от степени минерали зации, для чего исходный глинистый раствор обрабатывают химиче скими реагентами, а затем вводят 8–15 % нефти.

Т а б л и ц а 7. Характеристика концентратов для приготовления эмульсионных растворов Марка кон- ГОСТ Завод-из Состав Назначение центрата или ТУ готовитель Паста коже- ГОСТ 5344– Натровое масло Для приготовления на Нефтехими венная эмуль- 75 синтетических мягкой воде эмульсий, ческие заво гирующая жирных кислот использующихся при ды (продукты окис- алмазном бурении на ленного петро- объектах с мягкими, латума) 35–40 слабоминерализован %;

не- омы- ными водами (содержа ленный остаток ние ионов кальция, маг окисленной мас- ния до 5 мг-экв/л) сы не более %;

вода не более 15 %;

масло ве ретенное "ЗВ" остальной до %, но не менее 25 % Эмульсол ТУ 81-05-52– Натровое мыло Для приготовления на Лесохими лесохими- 75 полимеров ка- мягкой и слабожесткой ческий завод ческий ЭЛ-4 нифольно-экс- воде эмульсий, исполь- (606800, тракционного зующихся при алмазном Горьковская производства 20 бурении на объектах с обл., %;

нигрол зим- водами повышенной г. Урень-2) ний 60 %;

сма- жесткости и мине чиватель ОП-7 рализации (содержание 10 %;

вода 10 % ионов кальция, магния до 45 мг-экв/л) Эмульсол ТУ 38- Смесь жирных и Для приготовления на б. Ленинград нефтехими- 101628–76 смоляных ки- воде любой жесткости ский опытный ческий ЭН-4 слот, поверхно- эмульсий, использую- нефтемасло стно-активные щихся при алмазном завод им.

вещества не- бурении на объектах с Шаумяна ионогенного ти- жесткими и минерали- (196102, па, индустриаль- зованными водами (со- г. Санкт-Пе ное масло держание ионов кальция тербург, ул.

до 3000 мг-экв/л, магния Салова, – до 1350 мг-экв/л, на трия – до 2000 мг экв/л, а также эмульсий, используемых при буре нии многолетнемерзлых горных пород П р о д о л ж е н и е т а б л. 7. Марка кон- ГОСТ Завод-из Состав Назначение центрата или ТУ готовитель Концентрат ТУ 38- Индустриальное Для приготовления на Рижский солестойкой 101816–80 масло, талловое воде любой жесткости завод сма-зок промывочной масло, смесь эмульсий, использую- и СОЖ жидкости неионогенных щихся при высокочас- (226034, Ри Ленол-10 поверхностно- тотном алмазном буре- га, активных ве- нии на объектах с лю- ул. Твайни, ществ быми, в том числе весь- 35. Опыт-ные ма сложными (жесткие, партии) минерализованные воды) условиями Концентрат ТУ 38- Индустриальное Для приготовления на Рижский солестойкой 101816–80 масло, смесь воде любой жесткости завод сма-зок промывочной жирных кислот, эмульсий, использую- и СОЖ жидкости смесь высших щихся при высокочас- (226034, Ри Ленол-32 спиртов, смесь тотном алмазном буре- га, неионогенных нии на объектах с лю- ул. Твайни, поверхностно- быми, в том числе весь- 35. Опыт-ные активных ве- ма сложными (жесткие, партии) ществ минерализованные воды) условиями Концентрат ТУ 384, Минеральное Для приготовления Бердянский низкотемпе- 01.79–79 масло, смесь эмульсий на соленой (до опытный ратуростой- неионогенных 12 %) и любой жесткости нефтемасло кой промы- поверхностно- воде, использующихся завод вочной жид- активных ве- при скоростном бурении (332440, За кости Моро- ществ, серосо- многолетнемерзлых по- порож-ская зол-2 держащая при- род с температурой до – обл., Бер садка, ингибито- 7,4 °С дянск, ул.

ры коррозии Шаумя-на, Наилучшая стабильность ЭГР получается после обработки реаген тами (УЩР, ССБ, КМЦ, крахмалом и др.), которые усиливают роль глинистых частиц как эмульгатора нефти. При недостаточной ста бильности ЭГР в него дополнительно вводят эмульгаторы: ДС, газой левый или керосиновый контакт, различные мыла в концентрации 0,5– 1,0 %.

Эмульсионный глинистый раствор характеризуется следующими основными параметрами: плотность 1,05–1,15 г/см3, условная вязкость 18–25 с, водоотдача 3–7 см3/30 мин, СНС1 = 1,01,5, СНС10 = 2,02,5.

РАСТВОРЫ НА УГЛЕВОДОРОДНОЙ ОСНОВЕ Эти растворы применяются для сохранения коллекторских свойств про дуктивных коллекторов и предупреждения осложнений при бурении в неустойчивых разрезах.

Инвертные эмульсии – растворы специального назначения. Они предназначены для вскрытия и освоения продуктивных пластов и бу рения соляных отложений с пропластками калийно-магниевых солей.

Степень гидратации глин зависит от активности водной фазы, ко торую регулируют уровнем минерализации водной фазы в растворе.

Инвертные эмульсии отличаются высокой стабильностью свойств. Они устойчивы при большом количестве выбуренной породы.

Известково-битумный раствор (безводный РУО), дисперсион ной средой которого служит дизельное топливо или нефть, а дисперс ной фазой – высокоокисленный битум, гидроксид кальция, барит и небольшое количество эмульгированной воды. Применяется при раз буривании легко набухающих, склонных к обвалам глинистых пород, при проходке соленосных отложений, представленных высокораство римыми солями (преимущественно поливалентных металлов), а также при вскрытии продуктивных пластов с низкими коллекторскими свой ствами.

Благодаря хорошим смазочным свойствам такой раствор повышает стойкость долот. Раствор обладает высокой термостойкостью (200– °С). Разработан в РГУ НГ им. И.М. Губкина.

Pages:     || 2 |



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

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.