Бурение грунтовых зондов, установка энергетических колодцев

Состав глинистых растворов

Простейший глинистый раствор представляет собой взвесь диспергированной глины в воде. Состав и качество его опреде­ляются составом и качеством дисперсной фазы и дисперсион­ной среды. В качестве основной дисперсионной среды использу­ется вода.

В дисперсной фазе глинистого раствора по степени дисперс­ности различают следующие частицы:

Элементарные глинистые пластинки — «большие молекулы»;

Первичные глинистые частицы, представляющие собой пачки элементарных пластинок;

Агрегаты из первичных глинистых частиц;

Высокодисперсные частицы минералов, находящиеся в гли­не в качестве механических примесей;

Песок, состоящий из частиц кварца и других инертных по­род, а также из крупных нераспустившихся комочков глины.

Первые три группы составляют коллоидную, наиболее актив­ную фракцию в глинистом растворе. Частицы четвертой группы можно считать активными наполнителями глинистого раствора, так как они способствуют увеличению его структурно-механиче­ских свойств и могут быть центрами структурообразоваиия для коллоидных фракций. Частицы пятой группы относятся к кате­гории механических нежелательных примесей.

В процессе бурения в дис­персную фазу поступают час­тицы разбуриваемых пород. Характер их воздействия на состав и качество глинистого раствора будет определяться дисперсностью и химическим составом и может быть по­ложительным и отрицатель­ным.

Рис. 39. Зависимость добавок воды, необходимых для поддержания ра­бочей консистенции буровых раство­ров, от их глиноемкости.

Состав дисперсионной сре­ды глинистого раствора опре­деляется:

Электролитами, содержащи­мися в воде, на которой приготовляется раствор;

Ионами, переходящими в жидкую фазу из глины при приго­товлении раствора;

Веществами, добавленными при приготовлении глинистых растворов.

В процессе бурения состав дисперсионной среды во многом обусловливается:

Солями минерализованных пластовых вод, попадающих в раствор при бурении скважины;

Ионами из обломков разбуриваемых пород, растворяющихся в жидкой фазе раствора;

Интенсивностью взаимодействия химических веществ, нахо­дящихся в дисперсионной среде, с веществами, поступающими в раствор при бурении.

Глинистый раствор характеризуется глиноемкостью. Глиноемкость представляет собой максимальное содержание глинистой фазы (в % или кг/м3), при котором буровой раствор сохраняет заданную консистенцию. Этот показатель характери­зует коллоидальность глины и эффективность химической обра­ботки, является одним из важнейших критериев разжижения глинистого раствора.

Глиноемкость — функция нескольких факторов: гидрофильности твердой фазы; содержания электролитов, реагентов-по­низителей вязкости и защитных коллоидов; температуры и до. Высокая глиноемкость характеризует низкую коллоидальность твердой фазы. Определяющий фактор течения растворов с низ­кой коллоидальностью твердой фазы — вязкое сопротивление при сравнительно невысоких значениях прочности структур. Здесь уже небольшие добавки воды резко снижают эффектив­ную вязкость.

Малая глиноемкость свойственна растворам с коллоидно-активной фазой. Главный фактор, определяющий их консистен­цию, — прочность возникающих структур. В этом случае разжижение достигается путем уменьшения числа коагуляционных контактов в единице объема в результате разбавления водой или ослабления их прочности обработкой реагентами-стабили­заторами. Это иллюстрируется кривой на рис. 39, где на оси абсцисс приведены значения глиноемкости, а на оси ординат — добавка воды, необходимая для возвращения заданной вязко­сти растворам, загустевшим от введения 1% глины сверх тога количества, которое допускает их глиноемкость.

Для разжижения раствора из низкоколлоидальной глины с глиноемкостью 40% необходимо 1,5% воды, а для раствора из высокосортного бентонита с глиноемкостью всего 5% необхо­димо 20% воды. Наиболее эффективно регулирование глиноем­кости химической обработкой.

Улучшенные глинистые растворы

Если в геологоразведочных организациях для приготовления растворов используются низкокачественные глины, глинистые растворы улучшают. Для этого используются реагенты обшеулучшающего действия, главным образом кальцинированная сода, углещелочной и торфощелочной реагенты. Кальциниро­ванная сода способствует процессу полной пептизации коллоид­ной фракции, что выражается в повышении структурно-механи­ческих свойств раствора и некотором снижении показателя фильтрации. УЩР и ТЩР стабилизируют глинистый раствор, что приводит к значительному снижению показателя фильтра­ции и ухудшению реологических свойств. Обычно кальциниро­ванную соду вводят одновременно с глиной, добиваясь тем са­мым более полного извлечения активной составляющей твер­дой фазы, а УЩР и ТЩР — после размешивания.

Концентрация реагентов зависит от качества воды и глины. Добавки Na2СО3 обычно не превышают 0,5%, содержание УЩР и ТЩР может доходить до 20%. В результате использования общеулучшающих реагентов глинистые растворы, даже из низ­кокачественных каолиновых глин, могут иметь плотность 1,15— 1,18 г/см3, условную вязкость 22—25 с, водоотдачу до 20 см3, стабильность до 0,02 г/см3. Улучшенные глинистые растворы при необходимости могут подвергаться дальнейшей обработке реа­гентами. Однако необходимо учитывать совместимость реаген­тов.

Ингибированные глинистые растворы

Ингибированные растворы применяются при бурении неус­тойчивых, самодиспергирующихся пород (глин, глинистых слан­цев, аргиллитов, алевролитов). Цель ингибирования — сниже­ние гидрофильности твердой фазы и способности ее к пептиза­ции. При ингибировании возрастает глиноемкость растворов. Ингибирование осуществляют путем строго дозируемой коагу­ляции, при которой структурообразование должно быть приостановлено на определенном уровне, а пептизации и размокание сильно ограничены.

Ингибированные глинистые растворы обладают ингибирующим эффектом по отношению к разбуриваемым породам, что выражается в крепящим эффекте и повышении вследствие это­го устойчивости стенок скважины. Техника ингибирования за­ключается в многокомпонентной обработке путем введения за­щитных коллоидов, коагулирующих агентов, регуляторов рН, понизителей вязкости.

Химическая основа крепящего действия ингибированных растворов определяется главным образом способностью ионов ингибирующих электролитов вступать во взаимодействие с по­родами глинистого комплекса, вызывать их коагуляцию, ион­ный и неионный обмен, образовывать новые вещества и струк­туры, более стабильные к агрессивным воздействиям дисперси­онной среды и пластовых вод. В результате повышается связ­ность и снижается набухаемость пород. Как правило, процесс этот носит объемный характер. Ингибированные растворы обыч­но получают название по наименованию основного ингибирующего компонента.

Крепящий эффект и повышение глиноемкости ингибирован­ных растворов усиливается по мере добавок ингибирующего реагента, однако это приводит к росту коагуляционных процес­сов в самом растворе, увеличивается показатель фильтрации, возрастает или понижается вязкость, теряется агрегативная устойчивость. Для стабилизации таких растворов используют реагенты с высокой защитной способностью — КССБ, КМЦ, ок-зил, ФХЛС, а также реагенты-понизители вязкости. Иногда удается ограничиться одним реагентом, который выполняет роль и стабилизатора, и разжижителя. Чаще всего это лигносульфонаты. В результате образуется многокомпонентная система, устойчивость и эффективность которой обусловлены определен­ным соотношением компонентов. В процессе бурения свойства такого раствора могут изменяться, так как происходит взаимо­действие с горными породами и пластовыми водами, что, в свою очередь, может потребовать добавок того или иного реа­гента.

Хлоркальциевые глинистые растворы (высококальциевые) — глинистые растворы, содержащие в качестве основного активно­го реагента хлористый кальций. В фильтрате таких растворов содержится от 800 до 5000 мг/л ионов кальция. Процесс взаи­модействия ионов кальция с горными породами сопровождает­ся образованием конденсационно-кристаллизационных структур, упрочняющих стенки скважины.

Обязательный компонент высококачественных хлоркальциевых растворов — известь, повышающая рН раствора и ускоряю­щая ионный обмен. Кроме того, известь является дополнитель­ным источником ионов кальция.

Оптимальное содержание компонентов определяется экспе­риментальным путем и зависит от состава пород и условий бу­рения. Например, одна из рецептур хлоркальциевого раствора, разработанная для бурения неустойчивых глинистых сланцев: 0,3—0,6% хлористого кальция, 0,1—0,15 извести, 0,1—0 3% сульфит-спиртовой барды, 1 — 1,5% карбоксиметилцеллюлозы. Раствор имеет следующие параметры: плотность 1,1— 1,15 г/см3, вязкость 17—20 с, водоотдача 8—10 см3, статическое напряжение сдвига — более 1 Па, рН = 6÷10.

В практике разведочного бурения в качестве стабилизатора большее распространение получили простые составы хлоркальциевых растворов: 1—2% СаСl2, до 10% КССБ. Могут также применяться стабилизаторы ХЛС и ФХЛС до 8% или КМЦ до 2%.

В процессе бурения содержание ионов кальция в растворе постоянно уменьшается. Они адсорбируются выбуриваемыми породами и стенками скважины, фильтруются в проницаемые пласты. Концентрацию кальция увеличивают добавками хлори­стого кальция или извести.

При бурении в соленосных толщах хлоркальциевые раство­ры насыщают каменной солью (до 180 кг на 1 м3 раствора). Но при этом резко увеличивается водоотдача. Понизить ее введе­нием дополнительных добавок КССБ в этом случае не удается.

Хлоркальциевые растворы приготовляют в следующем по­рядке. В заранее приготовленный раствор вязкостью 18—20 с сначала вводят расчетное количество КССБ, после перемеши­вания в течение 10—15 мин добавляют хлористый кальций. Удобнее вводить хлористый кальций в виде водного раствора. Добавление 1 кг/м3 хлористого кальция (в пересчете на твердое вещество) увеличивает содержание ионов кальция в фильтрате на 200 мг/л. Затем вводят понизитель вязкости и известь, пере­мешивают все в течение 15—20 мин. Приготовленный раствор сливают в приемную емкость. При этом необходимо исключить условия, способствующие пенообразованию: лопасти перемеши­вающих устройств должны быть полностью покрыты раствором, сливать раствор в приемную емкость надо с минимально воз­можной высоты и т. д. Если эти мероприятия не исключают пенообразование, в раствор вводят пеногаситель.

Хлоркальциевые растворы можно приготовлять непосредст­венно в процессе бурения при подходе к неустойчивому интер­валу горных пород. Для этого все реагенты вводят в описан­ном порядке в циркулирующий раствор с соблюдением правил химической обработки.

Известковые глинистые растворы — глинистые растворы, об­работанные известью или портландцементом. Процесс обработ­ки получил название известкования. Известковые растворы наи­более эффективны при бурении в глинистых легко переходящих в раствор породах. Их особенность при правильной обработке — небольшие вязкость и статическое напряжение сдвига при дос­таточно высокой плотности.

Известковые глинистые растворы включают, кроме глины, воды и извести, еще каустическую соду и реагенты — понизите­ли вязкости и водоотдачи.

При введении в глинистый раствор извести кальций, обла­дающий двумя свободными валентностями, может присоеди­ниться обеими валентностями к одной частице либо к двум, связывая их между собой. Таким путем могут образоваться цепочки, состоящие из глинистых частиц, соединенных между собой катионами кальция. Вязкость глинистого раствора резко повышается, раствор теряет текучесть. Прочность связей в це­почках невелика, и при перемешивании они рвутся, образуя короткие цепочки и агрегаты частиц, более крупные по сравне­нию с частицами до введения извести.

Для снижения водоотдачи и предотвращения повторного возникновения длинных цепочек в глинистый раствор вводят химические реагенты, устойчивые к действию кальция, а также добавляют каустическую соду, которая понижает растворимость извести. При этом возникают только короткие цепочки и агре­гаты частиц. Одновременно снижается гидрофильность частиц. В качестве понизителя вязкости в известковый раствор вводят обычно ССБ или КССБ.

Известь очень плохо растворяется в воде. Добавки щелочи уменьшают ее растворимость и соответственно загустевание глинистого раствора. Концентрация кальция в фильтрате изве­стковых растворов находится в пределах 0,0075—0,15%. Так как содержание извести в известковом глинистом растворе до­ходит до 2—2,5%, в растворе всегда есть нерастворимый ее из­быток. По мере удаления из раствора ионов кальция этот избы­ток постепенно переходит в раствор.

Ионы кальция постоянно удаляются из раствора в резуль­тате либо ионного обмена, либо необратимого поглощения гли­ной. Последнее приводит к снижению чувствительности глины и, следовательно, известкового глинистого раствора к солям и химическим реагентам.

Введение извести и каустической соды в раствор приводит к повышению его рН до 11 —12. Известкование снижает содер­жание растворимых гуматов в промывочной жидкости и восста­навливает ее восприимчивость к обработке УЩР.

Известковые растворы обычно приготовляют в процессе цир­куляции промывочной жидкости в желобной системе буровых установок. Предпочтительно введение реагентов в следующем порядке: ССБ, каустическая сода, известь. Конкретная рецепту­ра известковых растворов определяется на месте работ. Напри­мер, для некоторых районов Ставрополья оптимальной оказа­лась следующая рецептура раствора: 3—5% ССБ плотностью 1,20—1,25 г/см3, 1,5—2% каустической соды плотностью 1,3— 1,4 г/см3, 2—2,5% известкового молока плотностью 1,25 г/см3.

Известковые растворы несовместимы с обработкой кальци­нированной содой, фосфатами и другими реагентами, дающими нерастворимые кальциевые соли.

Калиевые глинистые растворы Используются главным обра­зом при бурении в породах неустойчивого глинистого комплек­са. Эффективность калиевого раствора в укреплении глины определяется относительно небольшим размером гидратированного иона К+, который внедряется в состав глины, прочно свя­зывая соседние поверхности и препятствуя тем самым процессу гидратации. Эффект калиевой обработки не зависит однознач­но от минералогического состава глин.

Чаще всего для получения калиевых растворов используется хлористый калий, но можно применять K2SiO3; К2СО3; КОН. Оптимальная концентрация КСl — 6—8%, содержание ионов калия при этом составляет 30 г/л.

Простейший состав калиевого глинистого раствора: 8% реа­гента— носителя ионов калия, 2% стабилизатора КМЦ-500 или 10% стабилизатора КССБ, 8% разжижителя — окзила. Опти­мальная величина рН = 9,5÷10, регулируется рН введением ед­кого калия.

Калиевый раствор вследствие электролитной коагуляции и перехода в него выбуренной породы может загустевать. Для предупреждения этого сочетают хлоркалиевую обработку с из­весткованием. Порядок приготовления такого хлоркалиевого раствора следующий: исходный глинистый раствор, 4% КМЦ-500, 5—7% хлористого калия. Затем готовят окзил с во­дой в составе 1 :8. В эту смесь вводят 30% раствора каустика и 30% известкового молока. Соотношение окзила, каустика и извести составляет 10:0,5:1 в пересчете на сухие вещества. Раствор имеет следующие параметры: плотность 1,15—1,2 г/см3, вязкость по ВБР-5 20—25 с, водоотдача 8—10 см3, толщина кор­ки 1 —1,5 мм, статическое напряжение сдвига 2—4 Па.

Калиевый раствор может быть малоглинистым, полимерным на основе акриловых и других полимеров, эмульсионным. Часто калиевые растворы представляют собой многосолевые системы, особенно когда для их получения используют многотоннажные отходы хлорной продукции, содержащие 30—40% КСl, 5—10% NaCl и до 5% MgCl. Применяются и комбинации хлористого калия с каустическим магнезитом.

Более рационально использование калиевых буровых раство­ров на неглинистой основе, когда глина является лишь напол­нителем.

Алюминатные растворы — Растворы, содержащие в качестве ингибиторов соли алюминия. Они имеют очень высокую степень ингибирования и требуют меньшего расхода стабилизатора, чем другие ингибированные жидкости. В качестве алюминатосодержащих соединений используются алюмоаммонийные и алюмо-калиевые квасцы (в концентрации 0,5—2,2%), алюминаты нат­рия, кальция (0,3—1,5%) и другие соли алюминия, а также глиноземистый цемент. Стабилизаторами и разжижителями служат эфиры целлюлозы, лигносульфонаты и хроматы в количестве от 1,5 до 6%.

Алюминатные растворы широко применяются при наличии минерализованных подземных вод, они сохраняют устойчивость при любых концентрациях хлористого натрия и сульфата каль­ция.

Известна следующая рецептура алюминатного раствора: 2— 3% алюмината натрия или 1—1,5% гипсоглиноземистого це­мента, 7—13% ССБ или 7—10% окзила, 3—4% ФХЛС, смазы­вающая добавка (5—7% нефти или 1,5—2% смад-1); раствор имеет рН-9÷9,5, этот показатель регулируется соответствующи­ми добавками каустической соды. Параметры такого раствора в процессе бурения поддерживаются в следующих пределах: плотность 1,17—1,15 г/см3, условная вязкость 17—28 с, водоот­дача 5—10 см3, статическое напряжение сдвига 0,2—1,4 Па.

Алюминатные растворы готовят в перемешивающих устрой-ствах либо в скважинах в процессе бурения. В первом случае в состав алюминатного раствора необходимо вводить пеногаси-тель. Обладая крепящими свойствами, будучи нечувствитель­ными к загрязнению цементом, алюминантные растворы при обогащении их выбуренной породой сохраняют низкие струк­турно-механические свойства даже при глиноемкости до 700 кг/м3. Применяются также малоглинистые алюминатные растворы.

Иногда буровые растворы обрабатывают солями алюминия в сочетании с полимерами-полиакрилатами. Такая комбинация реагентов усиливает их ингибирующее действие, повышает фло­куляцию выбуренной породы.

Ферросульфатные растворы Представляют собой глинистые растворы, обработанные сернокислым железом в количестве 0,1 —1,5%. В качестве стабилизаторов служат КССБ, КМЦ, ФХЛС. При бурении высокодисперсных глинистых пород в ферросульфатные растворы необходимо вводить разжижающие реа­генты: лигносульфонаты (окзил), хроматы, бихроматы. Пониже­ние вязкости при добавке лигносульфонатных реагентов осно­вано на сочетании стабилизирующего и ингибирующего эффектов. Концентрация стабилизаторов определяется видом реагента. Так, ФХЛС вводится в количестве до 4%, КССБ — до 12%, КМЦ — до 1%. Лучше подбирать стабилизатор, который одновременно является и разжижителем.

Для замедления возможных процессов коррозии в раствор вводят 2—5% ингибиторов коррозии (лесохимические смолы, различные ПАВ), а для уменьшения износа бурильного инстру­мента — смазочные добавки 5—7 % нефти, 2—4 % смад-1 и др.).

Состав раствора подбирается в соответствии с условиями бурения. Например, известен ферросульфатный раствор следую­щего состава: 1,5% сернокислого железа, 7% КССБ, 2% окзила, 2% смад — 1. Исходные параметры такого раствора: плотность 1,15—1,17 Г/см3, условная вязкость 20—25 с, водоотдача 5— 7 см3, толщина фильтрационной корки 1 —1,5 мм, статическое напряжение сдвига 1—4 Па.

Разновидность ферросульфатного раствора — феррогуматный раствор. Одна из рецептур такого раствора: 3% сернокис­лого железа, 2—5% УЩР, 2% смад-1 или графита.

Ферросульфатные растворы готовят в перемешивающих уст­ройствах или непосредственно в скважине в процессе циркуля­ции (бурения). Сначала вводят стабилизатор, затем соль сер­нокислого железа (обычно в растворе 20%-ной концентрации), затем остальные добавки. Солью сернокислого железа восста­навливаются соленые и хлоркальциевые растворы после разбуривания цементного камня, поэтому возможны варианты ферросульфатных растворов более сложных составов.

Ферросульфатные растворы могут быть малоглинистыми, а также полимерными.

Силикатные глинистые растворы — растворы с небольшими (0,5—1%) добавками жидкого стекла, используемого для загу­щения глинистых растворов, при этом одновременно в несколь­ко меньшей мере повышается водоотдача. При добавках жид­кого стекла более 1% требуется стабилизатор, в качестве кото­рого используются УЩР или лигносульфонаты. Ингибирующие свойства силикатный глинистый раствор приобретает при кон­центрации жидкого стекла свыше 4%, оптимальной концентра­цией считается 5—10%.

Крепящее действие силикатных растворов обусловлено ионообменом катионов натрия жидкого стекла с катионами кальция глинистых пород. Освободившиеся при этом катионы кальция соединяются с анионами SiO3 жидкого стекла, образуя нераст­воримое в воде соединение СаSiO3, которое и является цементи­рующим веществом.

Регулирование вязкости и водоотдачи силикатных растворов наиболее эффективно при комбинированной обработке лигносульфонатами и УЩР. Один из простых составов силикатного глинистого раствора представляет собой исходный глинистый раствор плотностью 1,1 г/см3, в который введено 10% жидкого стекла и 4% ФХЛС. Параметры такого раствора следующие: плотность 1,12 г/см3, условная вязкость 25 с, водоотдача 7 см3, толщина глинистой корки 1 мм, статическое напряжение 1,5 Па. УЩР вводится в количестве 5—7%, концентрация лигносульфоната при этом уменьшается вдвое. Силикатные глинистые растворы предпочтительнее с небольшим содержанием твердой фазы.

Порядок приготовления: глинистый раствор — стабилиза­тор—жидкое стекло. Для повышения крепящих свойств и уменьшения водоотдачи в последнее время в эти растворы ста­ли добавлять полимерные стабилизирующие реагенты КМЦ, ПАА, гипан, а также комбинации полимеров с лигносульфонатами. Для улучшения смазочных свойств силикатных глинистых растворов в них добавляют 1—2% смад-1, или соапстока, или другой смазки.

Известны силикатные растворы, содержащие в качестве до­полнительного ингибитора соли алюминия (до 0,5—1%), полу­чившие название алюмосиликатных глинистых растворов. Мало-глинистые силикатные растворы широко применяются для про­мывки скважин при бурении с комплектами со съемным керноприемником.

Полимерные глинистые растворы—растворы с добавкой не­больших количеств полимеров. Использование их основано на селективном действии полимеров. Последние стабилизируют коллоидный комплекс глинистого раствора, в то же время коагулируя (флокулируя) менее коллоидную фракцию выбурен­ных пород. Полимерной обработке чаще подвергают бентонито­вые растворы.

Водный раствор полимеров, даже малоконцентрированных, обладает структурой, поэтому введение полимеров позволяет получить оптимальные реологические и фильтрационные харак­теристики глинистых растворов с содержанием гидратирован-ной твердой фазы до 2—4%.

В полимерных глинистых растворах используются полиакри-ламид (ПАА) и гидролизованные его разности РС-2 и РС-4, метас, гипан, реагенты К-4, К-9, М-14 и другие вещества в коли­честве 0,05—0,5% в пересчете на сухое вещество.

Простейший состав полимерного глинистого раствора сле­дующий: водный раствор ПАА 0,25%-ной концентрации, в кото­рый введено 2—3% бентонита. Такой раствор имеет плотность 1,03 г/см3, вязкость 29—35 с, водоотдачу 5,5—8 см3 при высо­кой стабильности и очистной способности, структурная вязкость его (17÷19)•10-3 Па • с, динамическое напряжение сдвига 5— 8 Па.

Полимерные глинистые растворы обладают хорошими сма­зочными свойствами, имеют пониженные гидравлические сопро­тивления, низкое поверхностное натяжение фильтрата (до 2,4 •10-2 Н/м), что благоприятно сказывается на буримости гор­ных пород. Для усиления этих свойств в полимерные растворы вводят до 1 % ПАВ. При использовании гидролизованных поли­мерных реагентов дополнительно вводят 0,3—0,8% кальциниро­ванной соды.

Механическая скорость бурения при использовании полимер­ных глинистых растворов возрастает в 1,1—2 раза, абразив­ный износ сменных деталей буровых насосов и турбобуров сни­жается в 2—3 раза, стойкость породоразрушающего инструмен­та возрастает в 1,5—2 раза, гидравлические потери в циркуля­ционной системе снижаются на 15—20%, расход глины и реаген­тов уменьшается в 3—4 раза.

Полимерный раствор готовят в перемешивающих устройст­вах или на буровой установке в процессе циркуляции. Желаемая последовательность введения компонентов: глинистый раст­вор — водный раствор полимера (обычно не выше 1% в пере­воде на. сухое вещество) — прочие добавки. Могут использовать­ся и сухие порошки полимеров.

В высоковязкие глинистые растворы с целью снижения вяз­кости и статического напряжения сдвига при термическом загустевании вводят до 1% кремнийорганических полимерных жидкостей ГКЖ — 10, ГКЖ -11, ГКП-10. Такие полимерные про­мывочные растворы получили название кремнийорганических растворов или кремнийорганических жидкостей.

Ингибирующий эффект полимерных глинистых растворов не всегда достаточен, поэтому в них нередко добавляют крепящий ингредиент, например 3—10% ФХЛС.

Известны глинистые полимерные растворы с добавками со­лей-ингибиторов Na, К, Mg, Al, Fe и силиката натрия, а также их комбинаций. Такие комбинированные растворы в названии содержат наименование основных активных компонентов, на­пример полимерный алюмосиликатный глинистый раствор, алюмоакриловый глинистый раствор и т. д. При небольшой плот­ности и хороших реологических и фильтрационных характери­стиках комбинированные полимерные растворы обладают высо­ким ингибирующим эффектом и селективным действием. Сохра­няются и другие свойства полимерных растворов.

В качестве добавок к этим растворам широко используются КМЦ (до 2%), биополимеры и ПАА, который не коагулирует даже в концентрированных растворах солей (кроме СаСl2). Концентрация ингибирующих компонентов определяется видом реагента и в целом соответствует их содержанию в ингибирую­щих солевых глинистых растворах.

Комплексный эффект от применения полимерных растворов предопределяет широкую область их использования в самых разнообразных геологических условиях с различным целевым назначением.

Эмульсионные глинистые растворы

При бурении толщ неустойчивых глинистых и глинисто-кар­бонатных пород, склонных к образованию сальников на буриль­ных трубах, применяются эмульсионные глинистые растворы. Это концентраты-эмульсолы, а также нефть, дизельное топливо, масла-нефтепродукты. Размеры глобул нефтяной фазы в эмуль­сионных глинистых растворах составляют 10—100 мкм.

При приготовлении эмульсии на базе глинистых растворов глинистые частицы, адсорбируясь на границе раздела фаз во­да — углеводородная составляющая, стабилизируют глобулы, повышают устойчивость эмульсии. Чем выше качество глины, тем активнее ее стабилизирующее действие. Добавка нефти в глинистый раствор приводит к улучшению его общего качества, снижению водоотдачи, повышению коагуляционной устойчивости. Порода, слагающая стенки и забой скважины, гидрофобизируется, на ней и бурильном инструменте образуются смазоч­ные пленки, препятствующие агрегированию частиц выбуренной породы и прихватам бурового снаряда. Кроме того, эмульсион­ным глинистым растворам присущи и все прочие эффекты, вы­зываемые ПАВ.

Эмульсионные глинистые растворы с небольшим содержа­нием качественной глинистой фазы характеризуются следующи­ми основными параметрами: вязкость 18—25 с, водоотдача 3— 7 см3, статическое напряжение сдвига 1—2,5 Па.

Нефть добавляется в глинистый раствор в количестве 8 — 20%. С ее введением уменьшается глиноемкость раствора, по­этому верхний предел ее содержания обусловлен требуемыми плотностью и вязкостью раствора при соблюдении оптимального эффекта гидрофобизации.

Эмульгаторы нефти и дизельного топлива в растворе — как сама глинистая фаза, так и специально добавляемые реагенты. Так как основным фактором стабилизации является механиче­ский (прочность поверхностных слоев глобул нефти), то опреде­ляющий эмульгатор в эмульсионных глинистых растворах — глинистая фаза.

На устойчивость нефтеэмульсионного раствора существенно влияет состав нефтяной фазы. Повышенное содержание в нефти высокомолекулярных асфальтенов и смол уменьшает стабильность эмульсии. Таким образом, при достаточной концент­рации и коллоидальности глинистой фазы с легкой нефтью можно получить нефтеэмульсионный раствор без химической обработки и добавки специальных эмульгаторов.

Стабильность нефтеэмульсионных растворов повышается при химической обработке исходных глинистых растворов, а также при введении ряда реагентов одновременно с нефтью. Усиливая гидрофильность глинистого компонента, диспергируя и стабилизируя глинистые частицы, химические реагенты активизируют глинистую фазу как эмульгатор. Так действуют NaOH, N2CO3, УЩР, ССБ и КССБ, КМЦ и другие реагенты. Кроме того, за­щитные реагенты дополнительно повышают устойчивость эмуль­сий вследствие образования вокруг глобул высоковязких гидратированных оболочек. Если стабильность эмульсионного глини­стого раствора все-таки недостаточна и наблюдается отстой нефтяной фазы, добавляют 0,5—2% эмульгаторов: сульфоиола, эмультала, Na-мыла, эмульсолов и др.

Нефтеэмульсионные растворы чаще приготовляют непосред­ственно на буровых установках путем введения нефти и эмуль­гаторов в желобную систему или во всасывающую линию буро­вого насоса в процессе циркуляции. Расчетное количество нефти и реагента должно быть введено за два-три цикла,

В перемешивающих устройствах эмульсионный глинистый раствор с УЩР приготовляют следующим образом. Сначала за­ливают требуемый объем УЩР, добавляют примерно 1/3 требуемого количества воды и после кратковременного перемеши­вания вводят все расчетное количество глины. После растворе­ния глины в полученную пасту постепенно вливают расчетный объем нефти. Затем нефтяную пасту разбавляют оставшейся водой и непрерывно перемешивают в течение 1 ч до образования эмульсионного раствора. Иногда нефтеэмульсионные глинистые растворы вспениваются, поэтому вводят пеногасители, в частно­сти НЧК.

При бурении в растворе необходимо поддерживать заданное количество нефти, так как с течением времени концентрация ее уменьшается за счет потерь со шламом и керном, образования фильтрационных корок и др. Так как существующие способы определения количества нефти в жидком растворе довольно сложны, можно принимать ежесуточные потери нефти из рас­чета 0,5—1%.

Необходимо отметить, что применение нефтеэмульсионных растворов может привести к преждевременному износу резино­вых деталей насосов и шлангов. Однако интенсивность износа не носит угрожающего характера.

Эмульсионные глинистые растворы широко применяются при бурении в соляных толщах и солесодержащих породах. В этих случаях стараются поддержать в растворе одинаковую минерализацию с пластовой солью.

В эмульсионный можно перевести практически любой гли­нистый раствор, в том числе и ингибированный. Такие раство­ры, сохраняя исходные свойства, приобретают все качества эмульсионных растворов.

Глинистые растворы с добавками веществ Специального назначения

В глинистые растворы вводят вещества, придающие им спе­цифические технологические свойства. В качестве исходных мо­гут служить как необработанные, так и обработанные химиче­скими реагентами глинистые растворы. Получение таких раст­воров сводится, как правило, к добавке соответствующего ве­щества в процессе циркуляции глинистого раствора в скважине. В некоторых случаях введение реагента определенного функцио­нального назначения требует добавки реагентов, сохраняющих остальные свойства исходного раствора.

Следует указать, что деление растворов в соответствии с назначением той или иной добавки условно, так как большин­ство таких добавок имеет многофункциональное, комплексное действие.

Растворы с улучшенными смазочными свойствами получают при добавке до 5% нефти, до 1% графита, 0,2% полиакриламида или гипана, 0,15% К-4, 0,2% кремнийорганических жидко­стей, а также при комбинации этих веществ. Кроме того, ши­роко применяются поверхностно-активные антифрикционные добавки и их комбинации в суммарном количестве от 0,5 до 2%. Наиболее активны смад-1, окисленные жирные кислоты, сульфонолы, сульфатное мыло, талловое масло, эмульсолы. Так как эти добавки представляют собой эмульгаторы, растворы со временем переходят в эмульсионные с высокой степенью дис­персности масляной фазы. Однако эмульсионными глинистыми растворами их не называют.

Эти же растворы имеют пониженные гидравлические сопро­тивления вследствие пластифицирующих свойств большинства из перечисленных добавок, понижают твердость горных пород при бурении, сохраняют проницаемость продуктивных горизон­тов. Следует также иметь в виду, что концентрация добавок в процессе бурения постоянно понижается; это приводит к сни­жению соответствующего эффекта.

Необходимость введения в глинистые растворы ингибиторов коррозии обусловлена окисляющим действием промывочной среды па буровое оборудование и инструмент. В первую оче­редь это растворы, содержащие поливалентные соли, а также воздух. Для легкосплавных бурильных труб наиболее эффек­тивна добавка 2—3% смад-1, 5% жидкого стекла, 0,5% кар­боната кальция, 1% графита, гексаметафосфата и 0,3% триполифосфата натрия, а также 0,2% специального ингибитора. Для стальных труб используют до 2% водорастворимых сульфонатов; 1% смеси гудронов; 0,3% ДС-РАС; 0,1% специальных ингибиторов ИКБ-4; 0,2% И-I-Д и др.

Глинистые растворы с добавками, снижающими температу­ру замерзания, содержат большое количество солей, главным образом NaCl и КСl (до 10—15%). Такие растворы готовят на рассолах и для стабилизации предварительно обрабатывают КССБ (до 10—12%), полимерами (до 1—2%) окзилом (до 3%), крахмалом (до 4%) или их комбинациями.

Реже глинистые растворы используются для бурения в соленосных породах. В таких случаях их готовят па рассолах со­ответствующих солей, которые и являются функциональными добавками.

В качестве добавок, придающих раствору термоустойчи­вость, применяются хроматы, бихроматы, фенолы эстонских сланцев (ФЭС), которые вводят в количестве 0,1—0,2%. Одна­ко добавки хроматов увеличивают водоотдачу, а основная зада­ча получения термостабильных растворов заключается в со­хранении минимальной водоотдачи в условиях повышенных за­бойных температур. Поэтому в качестве термостабилизирующих добавок применяются чаще реагенты-стабилизаторы: Na-карбоксилметилцеллюлоза, КМЦ-600 и производные КМЦ (карбо-фен, карбамин, карбаминол), концентрация которых может дохо­дить до 2,5—3%. Добавки КМЦ и ее производных используют­ся также для получения термоустойчивых глинистых растворов. В этом случае вещества-структурообразователи выступают в качестве добавок специального назначения.

Утяжеленные глинистые растворы

К утяжеленным глинистым растворам относятся растворы с повышенной плотностью (до 2,2 г/см3 и более), содержащие тонкодиспергированные утяжелители. Эти растворы применяют при бурении неустойчивых горных пород, а также для преду­преждения водопроявлений, выбросов нефти и газа в пластах с высоким давлением.

Качественные глинистые растворы, имеющие невысокую вяз­кость, но способные удерживать частицы утяжелителя во взве­шенном состоянии, обрабатывают утяжелителем. Обычно утя­желяют глинистые растворы, предварительно обработанные химическими реагентами. Особое внимание уделяют структур­но-механическим свойствам исходного раствора. Статическое напряжение сдвига подлежащего утяжелению раствора должно быть не менее 2 Па через 1 мин.

Утяжелители к растворам добавляют в перемешивающие устройства, реже на буровых установках в процессе циркуля­ции раствора.

Расход утяжелителя Q На 1 м3 исходного раствора для по­лучения заданной плотности определяется по формуле

Q = PУ(PГ —P1)/(Py — PГ) , (VII.1)

Где ру, рг, p1 — плотности соответственно утяжелителя, заданная глинистого раствора, исходного раствора, кг/м3. С учетом влажности утяжелителя

Q = PУ(PГ —P1)/(Py — P1)(1- N+Np1) , (VII.2)

(n — влажность утяжелителя, доли единицы).

Утяжеление глинистых растворов сопровождается сущест­венным повышением их вязкости и статического напряжения сдвига. Снижение вязкости путем разбавления водой нецеле­сообразно, так как это ухудшает параметры раствора и вызы­вает необходимость добавки дополнительного утяжелителя. Поэтому понижать вязкость утяжеленных глинистых растворов следует химическими реагентами, содержащими небольшое ко­личество воды, например хромлигносульфонатом, ПФЛХ. До­бавки реагентов подбираются опытным путем.

Использование утяжеленных глинистых растворов приводит к существенному снижению механической скорости бурения.

Аэрированные глинистые растворы

Глинистые растворы, насыщенные воздухом, применяются для борьбы с поглощениями в неустойчивых породах. Аэриро­ванные глинистые растворы имеют пониженную плотность, меньшую, чем у исходного раствора, водоотдачу, повышенные статическое напряжение сдвига и вязкость, обладают высокой очистной способностью. Они хорошо совместимы с различными видами химической обработки.

Аэрированные растворы характеризуются либо воздухосодержанием — количеством воздуха в единице объема, либо сте­пенью аэрации, которая представляет собой отношение объем­ного расхода воздуха при нормальных условиях к объемному расходу жидкости.

Реологические свойства аэрированных глинистых растворов во многом зависят от воздухосодержания, что рассмотрено вы­ше. Повышение плотности исходных глинистых растворов при­водит к резкому увеличению реологических параметров аэри­рованных растворов. Поэтому для аэрации следует использо­вать качественные глинистые растворы с небольшим содержа­нием твердой фазы. Аэрируются практически все промывочные жидкости на водной основе. При степени аэрации более 40 аэ­рированные жидкости, в том числе и глинистые растворы, пе­реходят в пены.

Комментарии запрещены.