6.4. Промывочные жидкости и области их рационального применения

Выбор промывочной жидкости

При выборе промывочной жидкости первоначально необходимо выделить в проектном литологическом разрезе по скважине интервалы, в пределах которых требования к промывочным жидкостям являются существенно различными. Это требует разбивки литологического разреза на отдельные интервалы. При этом необходимо учесть следующие факторы:

- литологический состав горных пород;

- значения пластового давления и давления поглощения;

- температура в скважине;

- возможные осложнения;

- необходимость защиты водоносных горизонтов в верхней части разреза от загрязнения;

- исключения кольматации продуктивных пластов компонентами промывочной жидкости.

При выделении интервалов в разрезе скважины необходимо учесть следующие признаки:

- растворимость горных пород в воде и способность их к коагуляции глинистых растворов;

- способность сохранять устойчивость стенок скважины при контакте с водной фазой промывочной жидкости;

- способность образовывать с водой устойчивые дисперсные системы.

Наиболее часто встречающиеся осадочные горные породы:

1. обломочные породы: пески, гравий, галечник и др.

2. обломочные многолетнемерзлые породы, сцементированные льдом.

3. песчано-глинистые породы.

4. глины.

5. аргиллиты, мергели.

6. известняк, доломиты, песчаники.

7. меловые отложения.

8. ангидриты, гипсы.

9. каменная соль (галит).

10. каменная соль с чередованием калийно-магниевых солей (сильвин, карналлит, бишофит и др. )

11. каменная соль с пропластами глинистых пород.

 

Основные требования к промывочным жидкостям применительно к конкретной группе горных пород изложены ниже.

При перебуривании пород 1-ой группы основным требованием является закрепление стенок скважины и поэтому промывочная жидкость должна иметь хорошие коркообразующие свойства, что обусловливает образование на стенка скважины прочной фильтрационной корки. При этом она должна иметь достаточные тиксотропные свойства, необходимые для исключения осыпания таких горных пород.

При бурении 2-ой группы основное требование к используемой жидкости сводится к исключению таяния льда.

Для пород 3-ей группы промывочная жидкость должна:

- обеспечивать устойчивость стенок скважины;

- предотвращать в проницаемых песчаных породах затяжки и прихваты бурильной колонны, обусловленные возникновением дифференциального давления в интервалах залегания этих пород. Кроме того, промывочная жидкость должна иметь хорошие коркообразующие свойства для предотвращения образования рыхлой толстой корки, а также исключать разупрочнение глинистых пород;

- исключать загущение бурового раствора за счет диспергирования выбуриваемой породы, что возможно при наличии у него ингибирующей способности. Для пород 4-ой группы, кроме требований для пород 3-ей группы, раствор должен иметь минимальную величину водоотдачи.

В породах 5-ой группы промывочная жидкость должна обеспечивать устойчивость стенок скважины в аргиллитах и мергелях, что достигается за счет снижения показателя фильтрации, приводящего к исключению разупрочняющегося действия фильтрата на породу.

Для бурения в породах 6-ой группы требования к промывочной жидкости минимальные, и она должна обеспечивать высокие показатели работы долот.

Для перебуривания горных пород 7-ой группы промывочная жидкость должна обладать устойчивостью к агрессивному действию катионов кальция, поскольку меловые отложения являются слаборастворимыми в водной фазе циркулирующей жидкости.

При перебуривании пород 8-ой группы жидкость должна исключать возникновение затяжек и прихватов бурильной колонны, возможных при действии дифференциального давления, и как следствие сужение ствола скважины. Это вызывает необходимость уменьшения показателя фильтрации промывочной жидкости.

В бурении в породах 9-ой группы промывочная жидкость не должна растворять галитовые отложения и должна быть устойчивой к агрессивному действию хлорида натрия и возможного утяжеления промывочной жидкости.

При перебуривании пород 10-ой группы (хлориды магния, натрия, калия) промывочная жидкость не должна их растворять и быть устойчивой к агрессивному воздействию таких солей. Возможно утяжеление ее с целью исключения пластического течения таких отложений.

В породах 11-ой группы промывочная жидкость не должна растворять хлориды натрия, обладать устойчивостью к их агрессивному воздействию и не допускать гидратацию и разупрочнение глинистых прослоев. Она должна быть так же восприимчивой к утяжелению при необходимости для исключения течения пород этой группы.

 

Виды промывочных жидкостей и условия рационального применения

При бурении скважин применяются десятки различных типов промывочных жидкостей. Состав промывочных жидкостей определяется геолого-техническими условиями бурения скважин, технологическими требованиями к охране окружающей среды.

Промывочные жидкости должны выполнять ряд первостепенных технологических функций, успешность выполнения которых определяют как скорость бурения, так и выполнение геологического задания или ввод скважин в эксплуатацию при максимальной продуктивности вмещающих коллекторов.

 Глинистые растворы применяются при бурении устойчивых осадочных и мало-связных пород, а также при проходке тектонических зон раздробленных, сильно трещиноватых пород. В основном используются при твердо-сплавленном бурении и бурении скважин сплошным забоем. При бурении относительно устойчивых пород глинистые растворы применяют без обработки химическими реагентами, имеют плотность 1, 08-1, 20 г/см³, условную вязкость 22-25 с, водоотдачу не более 25 см³ за 30 мин.

В неустойчивых породах глинистые растворы подвергают обработке реагентами-стабилизаторами с целью снижения фильтрационных свойств или в комбинации с реагентами-понизителями вязкости.

Глинистые растворы являются самым широко используемым видом промывочных жидкостей на водной основе, которые могут использоваться при бурении любых горных пород. Для жидкостей разработано большое количество их разновидностей. Разновидности глинистых растворов целесообразно рассматривать в зависимости от вида и концентрации электролитов, растворенных в дисперсной среде и влияющих на выбор химических реагентов при регулировании их свойств.

В табл. 6. 2 приведены сведения о разновидностях глинистых растворов, выделенные в зависимости от вида электролита и его количества в дисперсной среде. В каждом из отмеченных в табл. 6. 3 видов глинистых растворов может быть выделено несколько их разновидностей по наиболее часто применяемому признаку – вид основного органического реагента – защитного коллоида, присутствие которого в составе раствора обусловливает агрегативную устойчивость и придает необходимые технологические свойства.

 

 

Таблица 6. 2. Разновидности глинистых растворов

№	Вид глинистого раствора	Вид электролитов, растворенных в дисперсной среде	Концентрация электролитов в фильтре
5. 1	пресные	NaCl и др.	менее 10 кг/м3
5. 2	слабоминерализованные	NaCl и др.	10-35 кг/м3
5. 3	минерализованные	NaCl	35-100 кг/м3
5. 4	высокоминерализованные и соленасыщенные	NaCl	100-360 кг/м3
5. 5	с полисолевой минерализацией	NaCl, СаCl, MgCl2	более 100 кг/м3 до насыщения по MgCl2
5. 6	известковые	Са(ОН)2	до 0, 8 кг/м3 ионов Са2+
5. 7	гипсовые (гипсо-известковые)	CaSO4, Са(ОН)2	до 3, 0 кг/м3 ионов Са2+
5. 8	хлоркальциевые	СаCl2, Са(ОН)2	до 5, 0 кг/м3 ионов Са2+
5. 9	хлоркалиевые	КCl	до 70 кг/м3
5. 10	известково-калиевые	Са(ОН)2, КОН	0, 2-0, 6 кг/м3 ионов Са2+ и до 3, 0 кг/м3 ионов К+
5. 11	гипсокалиевые	CaSO4, КCl	1, 0-1, 2 кг/м3 ионов Са2+ 30-70 кг/м3 КCl
5. 12	алюмокалиевые	КАl(SO4)2∙ 12Н2О	до 5 кг/м3
5. 13	малосиликатные	Na2O∙ nSiO2	до 5%

 

Глинистые растворы всех разновидностей по интенсивности их взаимодействия с глинистыми породами рекомендуется подразделять на:

- глинистые растворы, обладающие способностью замедлять гидратацию и диспергирование глины в стенках скважины и буровом шламе, устранять разупрочнение стенок в таких породах – это ингибирующие глинистые растворы;

- неингибирующие.

К ингибирующим глинистым растворам относятся минерализованные, высокоминерализованные и соленасыщенные, с полисолевой минерализацией, известковые, гипсовые, хлоркальциевые и малосиликатные растворы. Водная фаза таких растворов содержит достаточное количество электролита для возникновения катионного обмена на поверхности глиносодержащих стенок скважины и выбуренной породы, что приводит к модифицированию поверхности и уменьшению ее гидрофильности.

Ингибирующие растворы применяются при бурении пород глинистого комплекса очень неустойчивых и склонных к взаимодействию с фильтратом бурового раствора. Это толщи вязких глин, сильно трещиноватые глинистые сланцы, алевролиты, аргиллиты. Процесс ингибирования связан с насыщением промывочных жидкостей ионами кальция, которые снижают гидрофильность твердой фазы и способность ее к пептизации, что замедляет процесс коагуляции раствора. Это позволяет повышать глиноемкость растворов за счет поступления частиц разбуренных глин при удовлетворительном качестве их реологических свойств.

В качестве реагентов, поставляющих ионы Са⁺⁺, применяются: хлористый кальций, известь, гипс. В качестве ингибитора может использоваться и жидкое стекло. К неингибирующим растворам относятся пресные и слабоминерализованные глинистые растворы, которые применяются в тех горных породах, при перебуривании которых нет проблем с устойчивостью стенок скважины за счет их гидратационного разупрочнения и переходом выбуриваемых пород в диспергированное состояние.

Ниже приводится описание рецептур, условия применения и способов приготовления наиболее часто используемых разновидностей глинистых растворов.

Пресные глинистые растворы.

Такие растворы применяются для перебуривания горных пород, не содержащих соленосных отложений. Для бурения скважин используют необработанные и обработанные химическими реагентами пресные глинистые растворы. Необработанные растворы имеют следующие параметры: плотность ρ =1, 10-1, 24 г/см³, условная вязкость Т=25÷ 30 с. Другие параметры не регламентируются. Применяют такие растворы при бурении верхних отложений, не подверженных обрушениям, в основном глиносодержащих отложений.

Для приготовления такого раствора требуется от 80 до 250 кг глинопорошка на 1 м³ раствора, в зависимости от его качества и необходимых параметров.

Для лучшей пептизации глинистых растворов в процессе приготовления в раствор вводится до 0, 5% кальцинированной соды (Na₂CO₃). Для улучшения смазочных свойств глинистого раствора добавляются до 10% нефти до 1% графита, или до 3% СМАД-1.

Пресные глинистые растворы, обработанные химическими реагентами имеют параметры: ρ =1, 10÷ 1, 30г/см³; Т=25÷ 50с; показатель фильтрации Ф₃₀=8÷ 10см³ за 30 мин; статическое напряжение сдвига – одноминутное θ ₁=1, 5÷ 2, 5 Па; десятиминутное - θ ₁₀=3, 0÷ 5 Па; щелочность – рН=7, 5÷ 9, 0.

Такие растворы рекомендуются для бурения горных пород надсолевого и подсолевого комплексов, сложенных относительно устойчивыми породами. Показатель фильтрации регулируется добавкой УЩР (до 5%), иногда КМЦ (до 1, 0÷ 1, 5%), КССБ (до 1, 0÷ 1, 5%). В случае приготовления раствора из кальциевых глин, после введения УЩР добавляют 2-3% Na₂CO₃ в виде 15%-го водного раствора.

Слабоминерализованные растворы.

Слабоминерализованные глинистые растворы, не обработанные химическими реагентами, применяются чаще всего в верхних относительно устойчивых комплексах, содержащих солевые отложения. Они получаются при использовании пресных растворов в процессе перебуривания таких пород.

Слабоминерализованные глинистые растворы, обработанные реагентами, используют для бурения подсолевого комплекса горных пород. Параметры таких растворов: ρ =1, 10÷ 1, 24г/см³, Т=25÷ 30с; Ф₃₀=8÷ 10см³; за 30 мин.; θ ₁=1, 5÷ 2, 5 Па; θ ₁₀=4, 0÷ 5, 0 Па; рН=7, 5÷ 8, 5.

Глинистые растворы, приготовленные из кальциевых глин, менее чувствительны к влиянию солей, чем из натриевых и имеют более стабильные значения условной вязкости и статического напряжения сдвига. Для улучшения фильтрационных свойств в состав раствора вводится КМЦ до 1-2%. Более эффективное действие КМЦ проявляется в случае присутствия в составе раствора КССБ (до 2%).

Высокоминерализованные и соленасыщенные растворы.

Высокоминерализованные растворы, не обработанные химическими реагентами, используются для бурения глиносодержащих отложений.

Кроме того, к неингибирующим глинистым растворам можно отнести следующие:

Гуматные растворы, представляющие собой глинистые растворы, стабилизированные углещелочным реагентом (УЩР). Применяют эти растворы при бурении в сравнительно устойчивом разрезе, в котором отсутствуют набухающие и диспергирующиеся глинистые породы. Допустимая минерализация для гуматных растворов не более 3%, термоемкость их в этих условиях не превышает 120-140⁰С. В отсутствие минерализации фильтрация гуматных растворов остается небольшой даже при200⁰С, однако при высокой температуре усиливается загустевание раствора.

В зависимости от коллоидности глины и жесткости воды на приготовление 1 м³ гуматного раствора требуется (в кг): глины 50-200, сухого УЩР 30-50, Na₂CO₃ 3-5, воды 900-950, утяжелитель добавляют до корректировки необходимой плотности раствора.

Раствор имеет ρ =1, 03-2, 2 г/см³, Т=20-60 с, θ ₁=18-60 дПа, θ ₁₀=36-120 дПа, Ф₃₀=4-10 см³ за 30 мин, рН=9÷ 10.

На повторные обработки в процессе бурения требуется 3-5 кг УЩР на 1 м³ раствора. Для предотвращения загустевания при забойных температурах свыше 100⁰С раствор обрабатывают УЩР в сочетании с хроматами (0, 5-1кг Na₂Cr₂О₇ на 1 м³ раствора).

Лигносуфонатные растворы – буровые глинистые растворы, стабилизированные лигносульфонатными реагентами (иногда в сочетании с УЩР).

Используются при бурении в глинистых отложениях, гипсах, ангидритах и карбонатных породах. Главное назначение лингосульфатных реагентов – понижение вязкости, основанное на стабилизации свойств суспензии. Кроме того проявляется разжижающее действие ССБ в условиях полисолевой агрессии. Раствор термостоек до 130⁰С.

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

В зависимости от качества исходной глины на приготовление 1 м³ лигносульфатного раствора требуется (в кг): глины 80-200, ССБ 30-40, УЩР 10-20, NaОН 5-10, пеногасителя 5-10, воды 940-900, утяжелителя – до получения раствора необходимой плотности.

При этом получают растворы со следующими параметрами: ρ =1, 06-2, 2 г/см³, Т=18-40 с, θ ₁=6-45 дПа, θ ₁₀=12-90 дПа, Ф₃₀=5-10 см³ за 30 мин, рН=8÷ 10.

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

Такие растворы предназначены для разбуривания глинистых пород при высоких забойных температурах. Раствор отличается более высокой, по сравнению с гуматными растворами, устойчивостью к загущающему действию глин и более высокой термостойкостью (до 180⁰С).

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

На приготовление 1 м³ раствора необходимо (в кг): глины 80-200, окзила (ФХЛС) 10-20, КССБ-4 40-30, NаОН 2-5, Na₂Cr₂О₇(К₂Сr₂О₇) 0, 5-1, пеногасителя 3-5, воды 940-900, утяжелителя – до получения раствора требуемой плотности.

Параметры раствора: ρ =1, 03-2, 2 г/см³, Т=25-60 с, θ ₁=18-60 дПа, θ ₁₀=24-90 дПа, Ф₃₀=3-6 см³ за 30 мин, рН=8÷ 9.

В качестве основы для хромлигносульфонатного раствора может быть использована глинистая суспензия, приготовленная из предварительно гидратированной и диспергированной глины, или ранее применявшийся раствор.

В хромлигносульфонатный можно перевести любой пресный раствор. Показатель фильтрации регулируется добавками полимерного реагента (0, 5-1, 0 кг реагента на 1 м³ бурового раствора) галита (NаСl), где возможно кавернообразование. В состав раствора входит вода и глина.

Для улучшения смазывающих свойств добавляют нефть, графит, а при необходимости создания высокой плотности – увлажнитель.

Такой раствор используют для разбуривания солей без пропластков терригенных отложений и может применятся при температуре до 160⁰С.

Раствор готовят на основе гидратированного в пресной воде глинопорошка (бентонит, палыгорскит), добавляют кальцинированную и каустическую соду.

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

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

Свойства: ρ =1, 2-2, 0 г/см³, Т=20-40 с, θ ₁=12-36 дПа, θ ₁₀=24-72 дПа, показатель фильтрации не регламентируется, рН=7÷ 8.

Обработанный соленасыщенный раствор кроме воды, соли и нефтепродуктов, содержит солестойкий полимерный реагент (крахмал, КМЦ или акриловый полимер). Такой раствор предназначен для бурения в солях с пропластками глинистых отложений. Термостойкость соленасыщенного раствора зависит от используемого полимерного реагента (крахмал, КМЦ, полиакрилаты) и может составлять 100-140-220⁰С.

Раствор готовят на основе гидратированного в пресной воде глинопорошка (бентонитовый, палыгорскитовый, гидрослюдистый). В приготовленную глинистую суспензию добавляют 10-20 кг кальцинированной соды. Затем вводят реагент-стабилизатор, лигносульфатный реагент, нефть и в последнюю очередь добавляют соль до насыщения.

На приготовление 1 м³ глинистого раствора необходимо (в кг): глины 100-200, Na₂CO₃ 10-20, полимерного реагента (крахмал, КМЦ, полиакрилат) 20-30, лигносульфоната (ССБ, ФХЛС, КССБ) 10-20-10, NаОН10-20-10, NaCl 260-240-250, нефти 80-100, воды 680-730, утяжелителя – до получения раствора необходимой плотности.

Свойства раствора: : ρ =1, 2-2, 0 г/см³, Т=25-60 с, θ ₁=24-90 дПа, θ ₁₀=36-135 дПа, Ф₃₀=3-5 см³ за 30 мин, рН=7, 5÷ 8, 5.

Растворы с полисолевой минерализацией.

При получении таких растворов необходимо учитывать то обстоятельство, что добавки солей должны соответствовать солевому составу перебуриваемых пород и максимальной растворимости вводимых солей при конкретной температуре горных пород в скважине. Это позволяет исключить растворение соленосных пород в водной базе бурового раствора и уменьшить вероятность осложнений и аварий.

Полисолевая минерализация таких растворов создается введением в их состав солей NaCl (галита), КСl (сильвина) и МgCl₂ (бишофита). При этом существенное влияние на растворимость этих солей влияет температура. Так при повышении температуры в скважине от 10 до 100⁰С растворимость NaCl увеличивается на 1, 9%, КСl – на 12, 2%, МgCl₂ – на 7, 3%. Поэтому, как правило, эти соли выпадают в элементах циркуляционной системы при выходе раствора из скважины.

Такие растворы применяют для перебуривания хемогенных толщ, сложенных галитом, сильвином, бишофитом с переслаиванием терригенного материала в виде глин, известняков, доломитов.

Понизителями показателя фильтрации в таких растворах являются – модифицированный крахмал (3-4%), КМЦ (1, 5-20%), гипан, метас (до 1, 5%) – при температуре до 130⁰С; если температура составит 150⁰С, то предусматривается обработка КМЦ-500, КМЦ-60 (до 2%), гипаном, метасом (до 2%); при температуре до 200⁰С – используются гипан, метас, карбофен, карбонит.

При перебуривании хемогенных толщ с переслаиванием терригенного материала исключения аварий и осложнений может быть достигнуто при добавлении к глинистому раствору комплексной соли МИН-1 (10-15%).

Комплексная соль – минерализатор МИН-1 состоит из солей: К⁺ - 35, 5%, Nа⁺ - 8, 16%, Mg⁺⁺ - 1, 7%, Са⁺⁺ - 0, 51%, Cl^- - 48, 82%, ОН^- - 2, 6%, а также нерастворяющихся окислов железа и других металлов 2, 93% [11]. Солевой состав этого минерализатора: КCl – 67, 3%, NaCl – 20, 7%, МgCl₂ – 6, 66%, СаCl₂ – 1, 41%. Основной особенностью МИН-1 является то, что хорошо растворяется как в пресной, так в соленой воде любой минерализации по NaCl. Полное насыщение пресной воды минерализатором достигается при его содержании 35%. В глинистые буровые растворы минерализатор вводится в виде 35%-го водного раствора. Увеличение его содержания в водном растворе приводит к повышению плотности этого раствора, что может использоваться при регулировании плотности буровых растворов. влияние содержания МИН-1 на плотность раствора можно проследить на основе данных, приведенных в табл. 6. 3.

 

Таблица 6. 3. Влияние содержания МИН-1 на плотность раствора

 

Содержание МИН-1, %	Плотность раствора, г/см3
	1, 005 1, 025 1, 050 1, 075 1, 100 1, 125 1, 150 1, 175

 

Известковые растворы представляют собой многокомпонентные системы, включающие, кроме глины и воды, четыре обязательных реагента: известь, каустик, понизитель вязкости, защитный коллоид. В их состав также могут входить нефть или дизельное топливо, утяжелитель и различные добавки специального назначения. Эти растворы применяются при разбуривании высококоллоидных глинистых пород и аргиллитов. В результате их применения уменьшается пептизация выбуренной глины, снижаются набухание и вспучивание сланцев, слагающих стенки скважины, что способствует предотвращению прихватов бурового инструмента.

Основные недостатки известковых растворов – невысокая термостойкость (100-120⁰С), и ограниченная солестойкость – до 5% по NaCl.

На приготовление 1м² известкового раствора требуется (в кг): глины 80-120, УЩР 5-10, лигносульфоната 50-30, каустика 5-3, воды 913-915, 5, утяжелителя – до получения раствора требуемой плотности.

Снижение показателя фильтрации достигается добавлением гипана или 20-30 кг/м³ КССБ-4.

Свойства такого раствора: плотность 1, 08-2, 2 г/см³, условная вязкость 18-30 с, показатель фильтрации 4-8 см³ за 30 мин, θ ₁=6-24 дПа, θ ₁₀=9-36 дПа, рН=11÷ 12, 5. Содержание извести должно составлять 3-5 г/л, содержание ионов кальция в фильтрате раствора 100-300 мг/л.

Для приготовления известкового глинистого раствора глинопорошок должен предварительно прогидратировать в пресной воде с добавкой УЩР, воды, щелочного раствора лигносульфоната (ССБ, окзил или др. ) и извести в виде пушонки или известкового молока (табл. 6. 4).

Известкование осуществляется в следующем порядке: при наличии в растворе высококоллоидных глинистых минералов сначала вводят щелочной раствор лингосульфоната (2-5%) и при необходимости – воду. После получения вязкости 25-30 с раствор обрабатывают известью (0, 5-1%) в сочетании с щелочным раствором лингосульфоната (2-3%). Если после известкования показатель фильтрации повышается, то вводят 0, 1-0, 3% КМЦ, 1-3% КССБ или другие добавки.

Таблица 6. 4. Плотность известкового молока и содержание в нем СаО и Са(ОН)₂

Плотность, г/см3	Содержание СаО, г	Массовая доля Са(ОН)2, %
1, 09 1, 017 1, 025 1, 032 1, 039 1, 046 1, 054 1, 061 1, 068 1, 075 1, 083 1, 090 1, 097 1, 104 1, 111 1, 119 1, 126 1, 133 1, 140 1, 148 1, 155 1, 162 1, 169 1, 174 1, 184 1, 191 1, 198 1, 205 1, 213 1, 220		1, 31 2, 59 3, 87 5, 13 6, 36 7, 58 8, 79 9, 96 11, 14 12, 29 13, 43 14, 55 15, 67 16, 76 17, 84 18, 90 19, 95 21, 00 22, 03 23, 03 24, 04 25, 03 26, 01 26, 96 27, 91 28, 86 29, 80 30, 71 31, 61 32, 51

 

Существует несколько способов получения известковых растворов:

1. Последовательный ввод в глинистый раствор щелочного раствора лингосульфоната (2-3 цикла), а затем известкового молока плотностью 1, 10-1, 12 г/см³.

2. Одновременный, но раздельный ввод реагентов – лингосульфоната, каустика и известкового молока. На первичную обработку расходуется 1-2% каустической соды (плотностью 1, 42 г/см³) и 1-2% ССБ (50%-ой концентрации), 0, 3-1% каустической соды (плотностью 1, 42 г/см³) и 1-2% известкового молока (плотностью 1, 10-1, 12 г/см³), за 1-й цикл вводят каустческую соду и 1/3 ССБ, за последующие 2-3 цикла добавляют известь и остальное количество ССБ.

3. Обработка раствора реагентом БКИ. В 1 м³ такого реагента содержится 625 л ССБ плотностью 1, 26 г/см³, 225 л каустической соды плотностью 1, 42 г/см³; соотношение между компонентами может меняться в зависимости от состава разбуриваемых пород.

Разновидностью известковых растворов являются таковые с низким рН – это кальциевые буровые растворы, содержащие в качестве ингибитора – носителя ионов кальция, гидроокись кальция, более высокий уровень растворимости которой обеспечивается пониженным значением рН раствора (9, 0-9, 5). Они предназначены для разбуривания глинистых отложений при температуре до – 160⁰С. В процессе бурения контролируют содержание кальция в фильтрате, содержание извести в растворе и рН. Требуется (в кг): глины 80-200, лингосульфонатного реагента 20-30, пеногасителя 3, полимерного реагента 5-10, воды 915-867, известкового молока (ρ =1, 10÷ 1, 12 г/см³) 3-6, утяжелителя – до получения раствора необходимой плотности. Параметры раствора: плотность 1, 04-2, 2 г/см³, условная вязкость 25-40 с, показатель фильтрации 4-8 см³ за 30 мин, θ ₁=12-60 дПа, θ ₁₀=30-90 дПа. рН=8, 5÷ 9, 5. Содержание извести должно поддерживаться на уровне 0, 5-1, 0 г/л, а содержание ионов кальция в фильтрате (500-600 мг/л).

Гипсовые глинистые растворы используются для перебуривания неустойчивых глиносодержащих отложений. Растворимости гипса невысокая и уменьшается при увеличении температуры. Гипс выступает в качестве ингибирующей добавки и применяется такой раствор при температурах до 180⁰С, что приводит к незначительному увеличению показателя фильтрации и загустеванию, устраняемому за счет ввода хроматов (Na₂Cr₂О₇, К₂Cr₂О₇). Загущение гипсового раствора, кроме того, можно устранять за счет введения окзила, ФХЛС, а снижение показателя фильтрации осуществляется при введении КССБ или КМЦ. Щелочность раствора на уровне 8, 5÷ 10 поддерживается добавками извести, которая выступает также в качестве ингибитора для глинистых отложений.

Для перевода глинистого раствора в гипсовый его разбавляют водой до Т=30-35 с, после чего добавляют 1, 1÷ 1, 7% ФХЛС и 0, 15÷ 0, 3% NаОН, а затем 1, 2÷ 1, 5% гипса и при необходимости защитный реагент КМЦ для снижения показателя фильтрации.

Такие растворы устойчивы при перебуривании горных пород, поставляющих сульфатную и кальциевую агрессию (СаSО₄, NaSO₄, СаСО₃ и др. ) и особенно при температуре в стволе скважины более 120-130⁰С.

Хлоркальциевые (высококальциевые) растворы (ХКР) при концентрации катионов Са⁺⁺ более 0, 4 г/л обладают свойством ингибирования глинистых пород и способствуют повышению глиноемкости раствора.

Хлористый кальций (СаСl₂) поставляется в виде водного раствора плотностью 1, 26÷ 1, 28 г/см³ при содержании СаСl₂ 28-30%. В составе ХКР он должен содержаться в количестве 0, 25÷ 1, 79%, что обусловливает содержание Са⁺⁺ в фильтрате на уровне от 0, 4 до 5 г/л и хорошее ингибирующее действие. Добавка СаСl₂ к глинистому раствору приводит к снижению его рН за счет вытеснения Н⁺ из ионообменного комплекса глин. Поэтому ХКР с рН=6÷ 7 обрабатываются только ОССБ или КССБ с целью их стабилизации. При высоких значениях рН=8÷ 10, что достигается за счет добавок NаОН. В качестве реагентов-стабилизаторов наряду с КССБ-1, КССБ-2 целесообразно применять КМЦ-500, 600 или 700, или крахмал в качестве разжижителей таких растворов выступают ССБ, окзил, ФХЛС и др. Перед получением ХКР исходный глинистый раствор пополняется необработанным глинистым раствором с целью снижения содержания в нем УЩР и акриловых полимеров, после чего вводятся перечисленные выше реагенты в любой последовательности.

При использовании ХКР для перебуривания глинистых пород с преобладанием Nа⁺⁺ замещений достигаются максимальная эффективность за счет его ингибирующего действия по отношению к глинистым минералам.

Повышение термостойкости ХКР достигается за счет использования реагентов-понизителей показателя фильтрации: КССБ-2, КМЦ-600, 700, а также применения реагентов-понизителей вязкости – окзила, ФХЛС и др.

Чаще всего ХКР готовят, используя глинистую суспензию на пресной воде, которую обрабатывают КМЦ и КССБ. Одновременно с КССБ в раствор добавляют пеногаситель. После получения оптимальных показателей (Т=25-30 с, , θ _1/10= 12-24/30-60 дПа, Ф=3-5 см³ за 30 мин) раствор обрабатывают хлористым кальцием и известью.

На приготовление 1 м³ раствора требуется (в кг): глины 80-200, КССБ 5-70, КМЦ (крахмал) 10-20, СаСl₂ 10-20, Са(ОН)₂ 3-5, NаОН 3-5, воды 920-870, пеногасителя 5-10.

Гипсо-калиевые растворы (ГКР) содержат в качестве ингибирующих добавок соединения калия и кальция, в частности гипс. В отличие от хлоркальциевого такой раствор менее подвержен коагуляционному загущению, ингибирующее действие его сильнее. Их используют для разбуривания высококоллоидных глин, когда хлоркалиевый раствор недостаточно эффективен. Термостойкость зависит от используемого защитного реагента, но не превышает 160⁰С.

На приготовление 1 м³ гипсо-калиевого раствора требуется (в кг): глины 60-150, окзила (КССБ-4) 30-50, КМЦ (крахмала) 5-10, КСL 10-30, КОН 5-10, гипса (СаSО₄) 10-15, пеногасителя 2-3, воды 930-890, утяжелителя – до получения раствора необходимой плотности.

Показатели раствора: r=2, 2 г/см³, Т=20-30 с, Ф₃₀=4-8 см³ за 30 мин, θ ₁=6-36 дПа, θ ₁₀=12-72 дПа, рН=8÷ 9.

Основными показателями качества, определяющими назначение раствора, являются содержания хлористого калия в фильтрате (30-70 г/л) и ионов кальция (1000-1200 мг/л).

Алюминизированный глинистый раствор (АГР) содержит в качестве ингибирующей добавки соли алюминия, переходящие в растворе в гидроксид алюминия. Термостойкость раствора достигает 200⁰С.

Для приготовления АГР используют высококоллоидальную и комовую глины, сернокислый или хлористый алюминий, гидроокись натрия. В качестве разжижителя применяют модифицированные хромлингосульфонаты (окзил, ОССБ и др. ). снижение фильтрации достигается вводом реагентов – КМЦ, метаса, М-14, гипана 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, NаОН 1-3, хромпика 0, 5-1, воды 970-935, окзила 10-30, утяжелителя – до получения раствора требуемой плотности.

Оптимальные значения рН АГР, обработанного солями алюминия, находятся в пределах 8, 5-9, 5.

Алюмокалиевый глинистый раствор (АКР) содержит в качестве ингибирующей добавки алюмокалиевые квасцы и гидроксид калия; рН таких растворов поддерживается близким к нейтральному. Ингибирующее действие этого раствора выше, чем алюминизированного. Он эффективно применяется для разбуривания увлажненных глинистых отложений.

Раствор готовят аналогично алюминизированному. В качестве ингибирующей добавки вводят алюмокалиевые квасцы, KAl(SO₄)₂, гидроокись калия КОН, бихромат калия К₂Сr₂О₇. На приготовление 1 м³ раствора требуется (в кг): глины 60-150, KAl(SO₄)₂ 3-5, КОН 1-3, К₂Сr₂О₇ 0, 3-0, 5, воды 960-920, окзила 20-30, метаса (М-14) 3-5, утяжелителя – до получения раствора требуемой плотности.

Малосиликатные глинистые растворы (МСГР) эффективно применяют при бурении в осыпающихся аргиллитах, глинистых сланцах, солевых отложениях.

Действие МГСР:

- ингибирующее действие по отношению к глиносодержащим горным породам;

- устойчивость при высокой температуре;

- возможность введения смазывающих добавок до 7-12% нефти или дизельного топлива;

- снижение содержания поступающего из выбуриваемых горных пород сульфата иона (SО₄^--), обладающего коагулирующим действием, за счет обработки исходного раствора хлористым барием (ВаСl₂) – до 10%.

Концентрация в МСГР силиката натрия (Na₂O∙ SiО₂) составляет 2-5% при рН=8, 0÷ 9, 5.

МСГР, обработанный КМЦ, применяют при необходимости устранения обвалов и загущающего действия минерализации пластовых вод. В случае обогащения такого раствора выбуриваемой глиной используют разжижители: УЩР для Nа-глин, и ССБ для Са-глин. Силикат натрия необходимо вводить после КМЦ и разжижителей при постоянном перемешивании.

МСГР, обработанный крахмалом, применяется при перебуривании солевых отложений (NаСl) или переслаивающихся NаСl-МgСl-КСl. Крахмальный реагент можно не обрабатывать щелочью, ее может заменить щелочной раствор Na₂O∙ n∙ SiО₂, который вводится одновременно с крахмалом. При необходимости доставляют: КМЦ, окзил, сунил – для регулирования показателя фильтрации и структурных свойств системы.

МСРГ, обработанный гипаном может успешно применятся для бурения горных пород, содержащих сульфатные ионы (SО₄^--) – это в основном гипс и ангидриты. Причем такая система раствора может быть малоглинистой, содержащей до 2-3% глины.

Эмульсионно-малосиликатный раствор, содержащий до 4÷ 6% глины, 8% Na₂O∙ nSiО₂? 2% КМЦ, а также нефть или дизельное топливо, эмульгируемые с помощью неоногенного ПАВ-ОП10. пеногашение в процессе приготовления осуществляется с помощью полиэтиленовой крошки в дизельном топливе в виде 10% раствора. Такой раствор успешно применяется для перебуривания горных пород с любыми солями.

Малоглинистые растворы (МГР) применяются для бурения в глинистых и песчано-глинистых отложениях, в которых нет особых проблем с устойчивостью стенок скважины, а также осадочных породах: известняки, доломиты, мергели с переслаиванием глиносодержащих пород. Эти растворы содержат до 2, 5÷ 4% высококачественного бентонита, а общее содержание глины в растворе может достичь 6÷ 7%. Такие растворы не обладают низким показателем фильтрации (Ф₃₀=8÷ 12 см³ за 30 мин), поэтому обогащаются выбуриваемыми глиносодержащими породами, что требует введения в состав раствора реагентов стабилизаторов и разжижителей. При первичном приготовлении малоглинистого раствора недостаток твердой бентонитовой фазы компенсируется добавками полимеров (ГПАА и его модификации). Используемый для приготовления МГР бентонит должен удовлетворять следующим требованиям:

- выход раствора из такого бентонита должен быть не менее 15 м³ из 1 т сырья;

- перед вводом в раствор, бентонит должен быть прогидратирован с целью более эффективного присоединения к разветвленным цепям полимеров;

- в случае присутствия жестких солей Са⁺, Мg⁺⁺ его необходимо смягчать введением в воду 3-5% Na₂СО₃.

Параметры МГР: Т=22÷ 25 с, ρ =1, 02÷ 1, 05 г/см³, Ф₃₀=8-12 см³ за 30 мин, θ ₁=3÷ 4 Па, θ ₁₀=8÷ 10 дПа.

 

Растворы на основе гидрогеля магния являются водными, содержащими конденсированную твердую фазу. Конденсация – это принципиально новый способ получения коллоидной твердой

⇐ Предыдущая12345678Следующая ⇒

Поделиться:

Воспользуйтесь поиском по сайту: