Бурение грунтовых зондов, установка энергетических колодцев

При выборе промывочной жидкости первоначально необходимо вы­делить в проектном литологическом разрезе по скважине интервалы, в пределах которых требования к промывочным жидкостям являются существенно различными. При этом необходимо учитывать:

✓ литологический состав горных пород;

✓ значения пластового давления и давления поглощения;

✓ температуру 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 учи­тывать следующие признаки:

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

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

✓ способность образовывать с водой устойчивые дисперсные сис­темы.

Наиболее часто встречающиеся группы осадочных горных пород:

1- я — обломочные породы: пески, гравий, галечник и др.;

2- я — обломочные многолетнемерзлые породы, сцементирован­ные льдом;

3- я — песчано-глинистые породы;

4- я — глины;

5- я — аргиллиты, мергели;

6- я — известняк, доломиты, песчаники;

7- я — меловые отложения;

8- я — ангидриты, гипсы;

9- я —каменная соль (галит);

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

11- я — каменная соль с пропластами глинистых пород.

Основные требования к промывочным жидкостям:

— При перебуривании пород 1-й группы основным требованием является закрепление стенок скважины, для чего промывочная жид­кость должна иметь хорошие коркообразующие свойства, которые обусловливают образование на стенках скважины прочной фильтра­ционной корки. При этом промывочная жидкость должна иметь достаточные тиксотропные свойства, необходимые для исключения осыпания таких горных пород.

— При бурении пород 2-й группы основное требование к исполь­зуемой жидкости сводится к исключению таяния льда.

— При бурении пород 3-й 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, 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.

— При бурении пород 4-й группы необходимо соблюдать все требования, относящиеся к породам 3-й группы, а также то, что раст­вор должен иметь минимальную величину водоотдачи.

— При бурении пород 5-й 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-й группы требования к промывочной жидкости минимальные, и она должна обеспечивать высокие показа­тели работы долот.

— Для перебуривания горных пород 7-й 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-й 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.

— При бурении пород 9-й 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-й группы (хлориды магния, нат­рия, калия) промывочная жидкость не должна их растворять и долж­на быть устойчивой к агрессивному воздействию таких солей. Воз­можно утяжеление ее с целью исключения пластического течения таких отложений.

— При бурении пород 11-й группы промывочная жидкость не должна растворять хлориды натрия, обладать устойчивостью к их агрессивному воздействию и не допускать гидратацию и разупроч­нение глинистых прослоев, должна быть восприимчивой к утяже­лению при необходимости для исключения течения пород этой группы.

При бурении скважин применяют десятки видов промывочных жидкостей, состав которых 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 применяют при бурении устойчивых осадоч­ных и малосвязных пород, а также при проходке тектонических зон раздробленных, сильнотрещиноватых пород. В основном используют при твердосплавленном бурении и бурении скважин сплошным забо­ем. При бурении относительно устойчивых пород глинистые раство­ры применяют без обработки химическими реагентами. Их плотность равна 1,08—1,20 г/см3, условная вязкость — 22—25 с, водоотдача 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 можно ис­пользовать при бурении любых горных пород. Для жидкостей разра­ботано большое количество их разновидностей, которые 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, выделенных в зависимости от вида электролита и его коли­чества в дисперсной среде. В каждом из отмеченных в табл. 6.2 видов глинистых растворов может быть выделено несколько их разновидно­стей по наиболее часто применяемому признаку — виду 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 фильтрате 5.1 Пресные NaCl и др. <10 кг/м3 5.2 Слабоминерализованные NaCl и др. 10—35 кг/м3 5.3 М инерализованные NaCl 35—100 кг/м3 5.4 Высокоминерализованные и соленасыщенные NaCl 100—360 кг/м3 5.5 С полисолевой минерализацией NaCl, СаС12, MgCl2 >100 кг/м3 До насыщения по MgCl2 5.6 Известковые Са(ОН)2 До 0,8 кг/м3 ионов Са2+ 5.7 Гипсовые (гипсоизвестковые) CaS04, Са(ОН)2 До 3,0 кг/м3 ионов Са2+ 5.8 Хлоркальциевые СаС12, Са(ОН)2 До 5,0 кг/м3 ионов Са2+ 5.9 Хлоркалиевые КС1 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 CaS04, KCl 1,0—1,2 кг/м3 ионов Са2+ 30-70 кг/м3 КС1 5.12 Алюмокалиевые KA1(S04)2 • 12Н20 До 5 кг/м3 5.13 Малосиликатные Na20 • nSi02 До 5 %

Глинистые растворы всех разновидностей по интенсивности их взаимодействия с глинистыми породами подразделяют:

— 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 Са2+, применяют хлористый кальций, известь, гипс. В качестве ингибитора можно использовать и жидкое стекло.

К неингибирующим растворам относят пресные и слабоминерали­зованные глинистые растворы, которые применяют 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 приведены описания рецептур, условия применения и спо­собов приготовления наиболее часто используемых разновидностей глинистых растворов.

Пресные глинистые растворы применяют для перебуривания гор­ных пород, не содержащих соленосных отложений. Для бурения сква­жин используют необработанные и обработанные химическими реа­гентами пресные глинистые растворы. Необработанные растворы имеют плотность р= 1,10—1,24 г/см3, условную вязкость 7’=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 вводят до 0,5 % кальцини­рованной соды (№2С03), для улучшения смазочных свойств добавля­ют до 10 % нефти, до 1 % графита или до 3 % СМАД-1.

Пресные глинистые растворы, обработанные химическими реа­гентами, имеют следующие параметры: р= 1,10—1,30 г/см3; Т= 25—50 с; показатель фильтрации Ф30 = 8—10 см3 за 30 мин; статическое на­пряжение сдвига — одноминутное 0, = 1,5—2,5 Па; десятиминутное — 0,о = 3,0—5 Па; щелочность — pH = 7,5—9,0.

Такие растворы рекомендованы для бурения горных пород надсо — левого и подсолевого комплексов, сложенных относительно устойчи­выми породами. Показатель фильтрации регулируют добавкой УЩР (до 5 %), иногда КМЦ (до 1,0—1,5 %), КССБ (до 1,0—1,5 %). Для при­готовления раствора из кальциевых глин после введения УЩР добав­ляют 2—3 % Ыа2С03 в виде 15 %-го водного раствора.

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

Слабоминерализованные глинистые растворы, обработанные реа­гентами, используют для бурения подсолевого комплекса горных пород. Параметры таких растворов следующие: р = 1,10—1,24 г/см3, Т= 25—30 с; 030 = 8—10 см3 за 30 мин; 0, = 1,5—2,5 Па; 0Ю = 4,О—5,0 Па; pH = 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 вводят КМЦ до 1—2 %. Более эффективное действие КМЦ проявля­ется в случае присутствия в составе раствора КССБ (до 2 %).

Высокоминерализованные и соленасыщенные растворы, не обрабо­танные химическими реагентами, используют для бурения глиносо­держащих отложений.

К неингибирующим глинистым растворам относят следующие:

Гуматные растворы — глинистые растворы, стабилизированные углещелочным реагентом (УЩР). Применяют их 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—140 °С. В отсутствие минерализации фильтрация гу­матных растворов остается небольшой даже при 200 °С, 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, Ка2С03 — 3—5, воды — 900—950; утяжелитель добавляют до корректировки необходимой плотности раствора. Раствор имеет р= 1,03—2,2 г/см3, Г=20—60 с, 0, = 18—60 дПа, 01О = 36—120 дПа, ф30 = 4— Ю см3 за 30 мин, pH = 9—10.

На повторные обработки в процессе бурения требуется 3—5 кг УЩР на 1 м3 раствора. Для предотвращения загустевания при забой­ных температурах свыше 100 °С раствор обрабатывают УЩР в соче­тании с хроматами (0,5—1 кг №2Сг207 на 1 м3 раствора).

Лигносуфонатные растворы — буровые глинистые растворы, ста­билизированные лигносульфонатными реагентами (иногда в сочета­нии с УЩР). Используют их при бурении в глинистых отложениях, гипсах, ангидритах и карбонатных породах. Главное назначение лин — госульфатных реагентов — понижение вязкости, основанное на ста­билизации свойств суспензии. Кроме того, проявляется разжижаю­щее действие ССБ в условиях полисолевой агрессии. Раствор термо­стоек до 130 °С. 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, №ОН — 5—10, пеногасителя — 5—10, воды — 940— 900; утяжелитель добавляет до получения раствора необходимой плот­ности. При этом получают растворы со следующими параметрами: р = 1,06—2,2 г/см3, Т= 18—40 с, 0, = 6—45 дПа, 01О= 12—90 дПа, 0^ = 5— 10 см3 за 30 мин, pH = 8—10.

Хромлигносульфонатные растворы — это буровые глинистые раство­ры, стабилизированные хромлигносульфонатными (феррохромлигно — сульфатными) 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 высокими по сравнению с гу — матными растворами устойчивостью к загущающему действию глин и термостойкостью (до 180 °С).

Наибольший разжижающий эффект достигается при pH бурового раствора 9—10. На приготовление 1 м3 раствора необходимо, в кг: глины — 80-200, окзила (ФХЛС) — 10-20, КССБ-4 — 40-30, №ОН —

2— 5, №2Сг207(К2Сг207) — 0,5—1, пеногасителя — 3—5, воды — 940—900, утяжелителя — до получения раствора требуемой плотности. Парамет­ры раствора: р= 1,03—2,2 г/см3, Т= 25—60 с, 0, = 18—60 дПа, 01О = 24— 90 дПа, Ф30 = 3—6 см3 за 30 мин, pH = 8—9.

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

Любой пресный раствор можно перевести в хромлигносульфонат- ный. Показатель фильтрации регулируют добавками полимерного реа­гента (0,5—1,0 кг реагента на 1 м3 бурового раствора), галита (ЫаС1), 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 при температуре до 160 °С.

Раствор готовят на основе гидратированного в пресной воде гли — нопорошка (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, №С1 — 265—255, нефти — 80—100, графита — 5—10, ЫаОН — 10—20, №2С03 — 10—40, воды— 700—710, утяжелителя — до получения раствора необходимой плотности. Параметры раствора: р = 1,2—2,0 г/см3, Т = 20—40 с, 0, = 12—36 дПа,

0, о = 24—72 дПа, показатель фильтрации не регламентируется, pH = 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—220 °С.

Раствор готовят на основе гидратированного в пресной воде глино — порошка (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, Na2C03 — 10—20, полимерного реагента (крахмал, КМЦ, полиакрилат) — 20—30, лигносульфоната (ССБ, ФХЛС, КССБ) —

10- 20-10, NaOH — 10-20-10, NaCl — 260-240-250, нефти — 80-100, воды — 680—730, утяжелителя — до получения раствора необходимой плотности.

Параметры раствора: р = 1,2—2,0 г/см3, Т= 25—60 с, 0, = 24—90 дПа, 01О = 36—135 дПа, Ф30 = 3—5 см3 за 30 мин, pH = 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, что позволяет исключить растворе­ние соленосных пород в водной базе бурового раствора и уменьшить вероятность осложнений и аварий.

Полисолевая минерализация этих растворов создается введением в их состав солей NaCl (галита), КС1 (сильвина) и MgCl2 (бишофита). При этом существенное влияние на растворимость этих солей влияет температура. Так, при повышении температуры в скважине от 10 до 100 °С растворимость NaCl увеличивается на 1,9%, КС1 —на 12,2%, MgCl2 — 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 терри — генного материала в виде глин, известняков, доломитов.

Понизителями показателя фильтрации в данных растворах явля­ются — модифицированный крахмал (3—4%), КМЦ (1,5—20%), ги — пан, метас (до 1,5%) —при температуре до 130 °С; если температура составит 150 °С, то предусматривается обработка КМЦ-500, КМЦ-60 (до 2 %), гипаном, метасом (до 2 %); при температуре до 200 °С — используют гипан, метас, карбофен, карбонит.

При перебуривании хемогенных толщ с переслаиванием терриген — ного материала исключение 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 %, Na+ — 8,16 %, MgT-1,7%, Са~-0,51%, CI’-48,82%, OH“ — 2,6 %, а также из нерастворяющихся окислов железа и других металлов 2,93% [11]. Солевой состав этого минерализатора: КС1 — 67,3 %, NaCl — 20,7 %, MgCl2 — 6,66 %, СаС12 — 1,41 %. Основной осо­бенностью МИН-1 является то, что он 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 вводят в виде 35 %-го водного раствора. Увеличение его содержания в водном растворе приводит к повышению плотности этого раствора, что мож­но использовать при регулировании плотности буровых растворов. Влияние содержания МИН-1 на плотность раствора показано ниже.

Содержание МИН-1, % Плотность раствора, г/см3

TOC o "1-5" h z 1 ……………………………………… 1,005

5 1,025

10 ……………………………………. 1,050

15 ……………………………………. 1,075

20 ……………………………………. 1,100

25 ……………………………………. 1,125

30 ……………………………………. 1,150

35 ……………………………………. 1,175

Известковые растворы — это 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 применяют 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—120 °С) и ограниченная солестойкость — до 5 % по №С1.

На приготовление 1 м2 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 достигают добавле­нием гипана или 20—30 кг/м3 КССБ-4.

Параметры раствора: р= 1,08—2,2 г/см3, Т — 18—30 с, Фм = 4—8 см3 за 30 мин, 0, = 6—24 дПа, 01О = 9—36 дПа, pH = 11—12,5. Содержание извести должно составлять 3—5 г/л, ионов кальция в фильтрате раст­вора —100—300 мг/л.

Для приготовления известкового глинистого раствора глинопоро — шок необходимо 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. 6.3).

Таблица 6.3. Плотность известкового молока и содержание в нем СаО и Са(ОН)2 Плотность, г/см3 Содержание СаО, г Массовая доля Са(ОН)2, % Плотность, г/см3 Содержание СаО, г Массовая доля Са(ОН)2, % 1,09 10 1,31 1,119 160 18,90 1,017 20 2,59 1,126 170 19,95 1,025 30 3,87 1,133 180 21,00 1,032 40 5,13 1,140 190 22,03 1,039 50 6,36 1,148 200 23,03 1,046 60 7,58 1,155 210 24,04 1,054 70 8,79 1,162 220 25,03 1,061 80 9,96 1,169 230 26,01 1,068 90 11,14 1,174 240 26,96 1,075 100 12,29 1,184 250 27,91 1,083 110 13,43 1,191 260 28,86 1,090 120 14,55 1,198 270 29,80 1,097 130 15,67 1,205 280 30,71 1,104 140 16,76 1,213 290 31,61 1,111 150 17,84 1,220 300 32,51

Известкование осуществляют 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 раствор обрабатывают из­вестью (0,5—1 %) в сочетании с щелочным раствором лигносульфо­ната (2—3 %). Если после известкования показатель фильтрации повы­шается, то вводят 0,1—0,3 % КМЦ, 1—3 % КССБ или другие добавки.

Существует несколько способов получения известковых растворов:

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

2. Одновременный, но раздельный ввод реагентов — лигносульфо­ната, каустика и известкового молока. На первичную обработку расхо­дуют 1—2 % каустической соды (плотностью 1,42 г/см3) и 1—2 % ССБ (50 %-й концентрации), 0,3—1% каустической соды (р = 1,42 г/см3) и 1—2% известкового молока (р= 1,10—1,12 г/см3), за 1-й цикл вво­дят каустическую 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 pH — это кальциевые буровые растворы, содержащие в качестве ингибитора — носителя ионов кальция — гидроокись кальция, у кото­рых более высокий уровень растворимости обеспечивается при пони­женных значениях pH раствора (9,0—9,5). Они предназначены для раз — буривания глинистых отложений при температуре до 160 °С; в процессе бурения контролируют содержание кальция в фильтрате, содержание извести в растворе и pH. Для приготовления раствора требуется, в кг: глины — 80—200, лигносульфонатного реагента — 20—30, пеногасите — ля — 3, полимерного реагента — 5—10, воды — 915—867, известкового молока (р = 1,10 + 1,12 г/см3) — 3—6, утяжелителя — до получения раст­вора необходимой плотности.

Параметры раствора: р= 1,04—2,2 г/см3, Т= 25—40 с, Ф30 = 4—8 см3 за 30 мин, 0, = 12—60 дПа, 01О = 30—90 дПа, pH = 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 используют для перебуривания не­устойчивых глиносодержащих отложений. Растворимость гипса невы­сокая и уменьшается при увеличении температуры. Гипс выступает в качестве ингибирующей добавки. Применяют такой раствор при температурах до 180 °С, что приводит к незначительному увеличению показателя фильтрации и загустеванию, устраняемому за счет ввода хроматов (№2Сг207, К2Сг207). Кроме того, загущение гипсового раст­вора можно устранять за счет введения окзила, ФХЛС; снижение показателя фильтрации осуществляют введением КССБ или КМЦ. Щелочность раствора на уровне 8,5—10 поддерживают добавками извести, которая выступает также в качестве ингибитора для глини­стых отложений.

Для перевода глинистого раствора в гипсовый его разбавляют водой до Г=30—35 с, после чего добавляют 1,1—1,7% ФХЛС и 0,15—0,3% КаОН, 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 (Са804, №504, СаСОэ и др.) и особенно при температуре в стволе скважины более 120—130 °С.

Хлоркальциевые (высококальциевые) растворы (ХКР) при концент­рации катионов Са2+ более 0,4 г/л обладают свойством ингибирования глинистых пород и способствуют повышению глиноемкости раствора.

Хлористый кальций (СаС12) — водный раствор плотностью 1,26— 1,28 г/см3 при содержании СаС12 28—30 %. В составе ХКР его содержа­ние должно составлять 0,25—1,79 %, что обусловливает содержание Са2+ в фильтрате на уровне от 0,4 до 5 г/л и хорошее ингибирующее действие. Добавка СаС12 к глинистому раствору приводит к снижению его pH за счет вытеснения Н+ из ионообменного комплекса глин, поэтому ХКР с pH = 6—7 обрабатываются только ОССБ или КССБ с целью их стабилизации. При высоких значениях pH = 8—10 этого достигают добавлением N8011. 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 пополняют необработанным глинистым раст­вором с целью снижения содержания в нем УЩР и акриловых по­лимеров, после чего вводят перечисленные выше реагенты в любой последовательности.

При использовании ХКР для перебуривания глинистых пород с преобладанием Ыа2+-замещений достигают максимальной эффек­тивности за счет его ингибирующего действия по отношению к гли­нистым минералам, термостойкости — 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, 01/|О = 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, СаС12- 10-20, Са(ОН)2-3-5, NaOH —

3— 5, воды — 920—870, пеногасителя — 5—10.

Гипсокалиевые растворы (ГКР) содержат в качестве ингибирую­щих добавок соединения калия и кальция, а также гипс. В отличие от хлоркальциевого такой раствор менее подвержен коагуляционному загущению, ингибирующее действие его сильнее. Такие растворы используют для разбуривания высококоллоидных глин, когда хлоркаль- циевый раствор недостаточно эффективен. Термостойкость зависит от используемого защитного реагента, но не превышает 160 °С. На приго­товление 1 м3 гипсокалиевого раствора требуется, в кг: глины — 60— 150, окзила (КССБ-4) — 30-50, КМЦ (крахмала) — 5-10, KCL-10-30, КОН —5—10, гипса (CaS04) — 10—15, пеногасителя — 2—3, воды— 930—890, утяжелителя — до получения раствора необходимой плотности.

Показатели раствора: р = 2,2 г/см3, Т = 20—30 с, ф30 = 4—8 см3 за 30 мин, 0, = 6—36 дПа, 0|О=12—72 дПа, pH = 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).

Алюминизиро ванный глинистый раствор (АГР) содержит в качестве ингибирующей добавки соли алюминия, переходящие в растворе в гидроксид алюминия. Термостойкость раствора достигает 200 °С.

Для приготовления АГР используют высококоллоидную и комо­вую глину, сернокислый или хлористый алюминий, гидроокись натрия. В качестве разжижителя применяют модифицированные хромлигно — сульфонаты (окзил, ОССБ и др.). Снижение фильтрации достигают 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, NaOH — 1—3, хром­пика—0,5—1, воды — 970—935, окзила — 10—30, утяжелителя — до по­лучения раствора требуемой плотности. Оптимальные значения pH 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; pH таких растворов поддерживается близким к нейтральному. Инги­бирующее действие этого раствора выше, чем алюминизированного. Такой раствор эффективно применяется для разбуривания увлажнен­ных глинистых отложений.

Раствор готовят аналогично алюминизированному. В качестве ин­гибирующей добавки вводят алюмокалиевые квасцы, КА1(804)2, гид­роокись калия КОН, бихромат калия К2Сг207. На приготовление 1 м3 раствора требуется, в кг: глины — 60—150, КА1(804)2 — 3—5, КОН — I —

3, К2Сг207 — 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.

МГСР обеспечивает ингибирующее действие по отношению к гли­носодержащим горным породам; устойчивость при высокой темпера­туре дает возможность введения смазывающих добавок до 7—12 % нефти или дизельного топлива, способствует снижению содержания поступающего из выбуриваемых горных пород сульфата иона (804 ), обладающего коагулирующим действием, за счет обработки исходного раствора хлористым барием (ВаС12) — до 10%.

Концентрация в МСГР силиката натрия (N820 • 8Ю2) составляет

2— 5 % при pH = 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 №-глин, и ССБ для Са-глин. Силикат натрия необходимо вводить после КМЦ и разжижителей при постоянном перемешивании.

МСГР, обработанный крахмалом, применяют при перебуривании солевых отложений (ЫаС1) или переслаивающихся №С1 — МйС1 — КС1. Крахмальный реагент можно не обрабатывать щелочью, которую может заменить щелочной раствор №20 • п • 8Ю2, вводимый одновременно с крахмалом. При необходимости доставляют КМЦ, окзил, сунил — для регулирования показателя фильтрации и структурных свойств сис­темы.

МСРГ, обработанный гипаном, можно успешно применять для бурения горных пород, содержащих сульфатные ионы (804 ) — 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 % №20 • и8Ю2 и 2 % КМЦ, а также нефть или дизельное топливо, эмульгируют с помощью неионогенного ПАВ — ОШО. Пено — гашение в процессе приготовления осуществляют с помощью поли­этиленовой крошки в дизельном топливе в виде 10 %-го раствора. Такой раствор успешно применяют для перебуривания горных пород с любыми солями.

Малоглинистые растворы (МГР) применяют для бурения в глини­стых и песчано-глинистых отложениях, в которых нет особых про­блем с устойчивостью стенок скважины, а также в 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 достигать

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+, Mg2+ его необходимо смягчать введением в воду 3—5 % Na2C03.

Параметры МГР: /’=22—25 с, р = 1,02—1,05 г/см3, 030 = 8—12 см3 за 30 мин, 0, = 3—4 дПа, 0Ш = 8—10 дПа.

Растворы на основе гидрогеля магния являются водными, содержа­щими конденсированную твердую фазу. Конденсация — это принци­пиально новый способ получения коллоидной твердой фазы, заклю­чающийся во введении в раствор электролитов (рассолов) различных щелочей, что обусловливает получение труднорастворимых соедине­ний, общая соленость раствора должна быть на уровне 350—400 г/л, а содержание катионов Mg2+ достигать 35—40 г/л. Поставщиком ка­тионов Mg2+ является водный раствор комплексной соли при указан­ной выше общей минерализации. При добавлении в рассол щелочи идет реакция

MgCl2 + NaOH = Mg(OH)2 + 2NaCl (6.21)

Гидроокись магния Mg(OH)2 — неустойчивое соединение, особен­но при значительном колебании величины температуры окружающих пород. Со временем переходит в более устойчивый пятиокисный ок — сихлорид Mg2+ — 5 MgO • MgCl2 • 13Н20. Такие соединения могут су­ществовать только при высокой, на уровне 80—100 г/л, общей мине­рализации раствора, содержащего в пределах 35—40 г/л Mg2+.

Данные растворы с успехом применяют при перебуривании отло­жений солей галита (NaCl), сильвина (КС1), бишофита (MgCl2 • 6Н20), карналлита (MgCl2 • KCl • 6Н20), а также при бурении в мощных толщах хемогенных отложений, в намокающих переслаивающихся глинисто — аргиллитовых породах и указанных выше галогенных породах. Их по­лучают путем ввода KCl, NaCl или обоих вместе. Химический состав исходного рассола подбирают в зависимости от вида пород в разрезе из пластовой воды (рапы) или путем растворения кристаллических солей галита, сильвина, бишофита, карналлита или их заменителя — МИН-1, МИН-2. В качестве структурообразователя используют ИаОН. Дополнительным структурообразователем может служить гидратирован­ный бентонит в количестве до 10 % или глинистый раствор, вводимый в количестве 30%. В качестве стабилизаторов применяют модифици­рованный крахмал МК-1 (до 3 %), КМЦ (до 0,2 %) и КССБ-2 (до 4 %).

Параметры гидрогельмагниевых растворов: р= 1,20—1,22 г/см3, Г=30—40 с, Фзо = 8—10 см3 за 30 мин, 0, = 2—3 дПа, 01О = 4 = 6 дПа, pH = 7,5-8,0.

Полимерные буровые растворы (ПБР) — это водные буровые раст­воры высокомолекулярных полимеров (акрилатов, полисахаридов), структурированные малыми добавками бентонита или без него. Эти растворы предупреждают диспергирование разбуриваемых пород и по­вышение содержания твердой и глинистой фаз в растворе. Они харак­теризуются низким содержанием глинистой фазы, что способствует улучшению показателей бурения (повышение механической скорости проходки на долото и др.). Главная проблема применения полимер­ных недиспергирующих растворов — предотвращение обогащения их выбуринной породой. Поэтому в состав раствора вводят специальные реагенты-флокулянты селективного действия (например, гидролизо­ванный полиакриламид — ГПАА), флокулирующие кальциевую глину и грубодисперсную фракцию выбуренной породы. Термостойкость полимерных недиспергирующих растворов зависит от применяемых полимеров. Наибольшую термостойкость (до 250 °С) имеют растворы на основе акриловых полимеров.

Полимерные растворы предназначены для бурения в разрезах, сложенных устойчивыми низкоколлоидными глинами. В этом случае раствор представляет собой воду с добавкой полимера, обычно негид­ролизованного ПАА, улучшающего реологические свойства воды и флокулирующего выбуренную породу. Для приготовления 1 м3 по­лимерного раствора с низким содержанием высококоллоидной глини­стой фазы (в пересчете на сухое вещество) требуется, в кг: глины — 40—50, полимера (КМЦ, М-14, метас) — 5—4, воды — 810—850, ПАА — 25—50 (0,5 %-го раствора), нефти — 100—80, утяжелителя — до получения раствора требуемой плотности. Параметры раствора: р= 1,03—2,0 г/см3, Фзо = 5—8 см3 за 30 мин, Г=20—60 с, 0, = 12—60 дПа, 0,о = 24—90 дПа, pH = 8—9. Один из основных показателей качества полимерного раст­вора—низкое содержание глинистой фазы, объемная доля которого не должна превышать 1,5—2%.

Для приготовления 1 м3 полимерного безглинистого раствора (ПБР) требуется 975—970 л воды и 25—30 кг ПАА (8 %-й концентрации), можно использовать также пресный раствор, обработанный УЩР. Предварительно определяют содержание глинистой фазы и при необ­ходимости ее снижения раствор разбавляют водой, а затем вводят 0,5 %-й раствор ПАА из расчета 10—20 л/м3.

При разбуривании высококоллоидных глин регулирование реоло­гических свойств полимерных растворов затруднено. В таких случаях в раствор дополнительно вводят электролиты.

Полимерные промывочные жидкости (ППЖ) — это безглинистые растворы водорастворимых полимеров: гипана, К-4, К-9, полиакри­ламида ПАА, карбоксиметилцеллюлозы и др. Они обладают вязкост­ными свойствами, но низкими значениями статического напряжения сдвига и водоотдачи, образуют прочные изолирующие пленки на стенках скважины и поверхности 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, позволяют применять форсированные режимы при алмазном буре­нии, сохраняют устойчивость стенок скважин при проходке довольно сложных геологических разрезов.

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

Полиакриламид в воде очень плохо растворяется, поэтому его подвергают гидролизу, который осуществляют в скоростных мешал­ках при энергичном перемешивании с горячим (90—95 °С) раствором каустической соды.

Количество ИаОН для гидролиза ПАА вычисляют по формуле

Р2=*С&,

где С, — концентрация полимера в растворе; 0 — общая масса гидро­лизуемого полимерного раствора, кг; К — отношение сухого натра к количеству полимера в ПАА (К= 0,6—1,2); п — коэффициент, зави­сящий от качества едкого натра в техническом продукте.

Общие сведения о наиболее часто используемых синтетических полимерных реагентах приведены в табл. 6.4.

Эмульсионные растворы бывают 1-го типа (растворы на водной основе или типа масло в воде) — это эмульсионные безглинистые и эмульсионно-глинистые растворы (ЭГР), 2-го типа (растворы на угле­водородной основе (РУО) или типа вода в масле) — безводные РУО (в их составе до 5 % воды) и обращенные (инвертные) эмульсионные растворы (до 30—60 % воды).

Эмульсионные безглинистые, или водно-эмульсионные, раство­ры представляют собой водомасляные эмульсии — коллоидные ком­позиции, состоящие из двух (или нескольких) несмешивающихся в обычных условиях между собой жидкостей, одна из которых раздроблена до капель (дисперсная фаза) и равномерно распре­делена в объеме другой непрерывной части системы (дисперсной среде).

и>

и>

Оч

Наименование реагента	Исходные компоненты для получения реагента	Способ получения реагента. Химизм процесса	Товарный вид реагента, содержание сухого вещества	Влияние на глинистый раствор и примерная концентрация добавки на первичную обработку
«пресный» (до 3-5 % ЫаС1)	«соленый» (свыше 5 % N30)
1	2	3	4	5	6
Гидролизован­ный псшиакрило — нитрил (гипан-1; 0,7)	Полиакрило — нитрил (ПАН), NaOH	Щелочной гидролиз при 96—100 °С. Соотношение ПАН и №ОН 1:1 (при получении гипана-1) и 1: 0,7 (гипана-0,7). Образование сополи­меров — акрилата натрия, акрила — мида и акрилонитрит при оптималь­ном соотношении кислотно-амид­ного баланса. Придание продукту стабилизирующих свойств	Желтая вязкая жидкость с запа­хом аммиака (10 %)	Снижает водоотдачу, повышает вязкость (0,4-0,5 %)	Снижает водо­отдачу (до 2 %). Эти свойства у гипана-0,7 проявляются сильнее, чем у гипана-1
Гидролизован­ный полиакрило — нитрил К-4	Полиакрило- нитрил	Щелочной гидролиз ПАН при 90—95 °С, 2 ч. Придание про­дукту стабилизирующих свойств		Подобен гипану	В щелочном растворе
Полиакриламид (ПАА)	Нитрил акри­ловой кислоты	Замена нитрильной группы акри­ловой кислоты на амидную с после­дующей полимеризацией в присут­ствии реагентов окислителей-вос­становителей. Очистка от Н2Б04 осуществляется	Высоковязкая жидкость	Является сильным коагулятором, может применяться для об­работки глинистых растворов с низкой концентрацией твер­дой фазы	В товарном виде
Гидролизован­ный полиакрило — нитрил К-9	Полиакрило- нитрил	Гидролиз ПАН при избытке щело­чи 95 °С. Придание продукту стаби­лизирующих свойств, затем отделе­ние твердой массы и высушивание. Придание продукту стабилизирую­щих свойств и высокой термосоле- стойкости. Получение продукта в твердом виде	Высоковязкая жидкость (1-2 %)	Подобен гипану	В водном растворе

1	2	3	4	5	6
Гидролизован­ный полиакрил­амид (РС-2)	Полиакрил­амид триполи — фосфат натрия (ТПФН) №ОН	Гидролиз ПАА. В глиномешалку загружают 600 кг 8 %-го раствора ПАА, 60 кг №ОН и доливают водой до 4 м3. Образование сополимера акриловой кислоты и амида, обла­дающих стабилизирующими свой­ствами	То же	Снижает водоотдачу, загущает глинистый раствор (0,5—2 %)	То же
РС-4	РС-2, Ка2СОз, хроматы	Обработка РС-2, Ка2СОз и 0,01 % хроматами		Подобен РС-2
Реагент М-14	Сополимер ме — тилакриловой кислоты с мет­акрилатом		Мелкогранули- рованный поро­шок белого цвета	Подобен метасу, но выше по термо — солеустойчивости
Метасол	Сополимер метакриловой кислоты с мет­акриламидом			Подобен метасу. Оптимален при pH = 7-8
Лакрис-20	Термостойкий сополимер ме — тилакриловой кислоты с метакрилатом в присутствии моноэтанола- мина и щелочи		Порошок или мелкие гранулы белого или жел­товатого цвета	Эффективно снижает водоотдачу пресных и насыщенных N80 буровых растворов при температуре до 280 °С, pH раствора 8 — 10; неэффективен при наличии Са2+, М§2+	В сухом виде или в водном растворе
Метас	Метилметакри­лат, метакрило — вая кислота, Н2804, К2Сг207	На первой стадии образуется мет­акриламид, который полимеризу — ется с метакриловой кислотой при 70—78 °С в кислой среде	Рассыпчатый ком­коватый порошок (свыше 50 %)	Подобен гипану	В щелочном растворе

22—Соловьев 337

Продолжение табл. 6.4

Примечание. Химические реагенты вводят в буровой раствор в виде товарного продукта.

Обязательным компонентом таких систем является масляная фаза, тонкодиспергированная в непрерывной водной среде. Масляная фаза — антифрикционная добавка к водной среде, предназначенная для улуч­шения ее смазочных свойств. В качестве таких добавок используют значительную группу нефтяных масел: трансмиссионных, машинных, трансформаторных, нефтяных и др., а также жировых гудронов, тало­вых масел. Для улучшения смазочных свойств различные масла сме­шивают для получения компаундов антифрикционных добавок.

Масляная фаза эмульсионных растворов довольно быстро коалес — цирует с последующим расслоением масла и воды. Для исключения этого и с целью повышения стабильности эмульсий, а также обеспе­чения получения тонкодиспергированных (10~2—10“4 см) капелек мас­ла в воде (эмульгирования) в состав эмульсий вводят поверхностно­активные вещества (ПАВ), хорошо растворимые в воде.

ПАВ, адсорбируясь на поверхности раздела, понижают поверхно­стное натяжение на границе раздела фаз жидкость — газ, жидкость — твердое тело. При этом изменяются физические свойства поверхно­стей. По химическому составу ПАВ делят на неионогенные и ионо­генные. Неионогенные ПАВ не диссоциируют в воде на ионы, а их взаимодействие с водой обусловлено наличием гидрофильной группы в молекуле ПАВ. Ионогенные ПАВ диссоциируют в воде на катионы и анионы. Если поверхностную активность проявляет катион, то ПАВ называют катионоактивным, если анион — то анионоактивным.

К неоногенным ПАВ относят продукты оксиэтилирования жирных кислот и спиртов, амидов, фенолов, алкилфенолов. Наиболее распрост­раненные неионогенные ПАВ — это оксиэтилированные алкилфенолы и фенолы типа ОП-4, ОП-7, ОП-Ю и др. Молекулы этих ПАВ элект­рически нейтральны, что повышает устойчивость их растворов к дей­ствию минеральных солей. К анионоактивным — мыла, сульфиты спир­тов, ароматические сульфокислоты и др. В бурении находят широкое применение сульфонаты, сульфонолы, азолят А, моющие средства «Прогресс», «Новость» и др.

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

Поверхностно-активные вещества, понижающие поверхностное на­тяжение на границе раздела жидкость — воздух, относят к группе пено­образователей и используют для получения аэрированных промывоч­ных жидкостей пен. Для этой цели в основном применяют анионо­активные ПАВ, оптимальная концентрация которых от 0,1 до 0,5 %.

При алмазном бурении широко применяют эмульсионные жид­кости, обладающие хорошими смазочными свойствами. В состав этих жидкостей входят такие ПАВ, как ОП-7, ОП-Ю, кубовые остатки жир­ных кислот: госсиполовая смола, кожевенная эмульгирующая паста, син­тетические жирные кислоты. ПАВ широко используют для приготовле­ния эмульсолов (концентратов эмульсионных промывочных жидкостей): СТП-10, ленол-10, ленол-26П, морозол и др. Краткая характеристика наиболее часто используемых в бурении ПАВ приведена в табл 6.5.

TOC o "1-5" h z 5 5

3 & «

о * х

4

у Л © -‘ х 7 Е » 5 чо 6 X 8 5 из 3 * х и 5 З з о 3 I со Л Я К-в*§ СО О, (Т) у

X 5 СО 2 N 2 8*2 § I о о « *“ О и Н ч

Є5 ^ 2 ^ 8, о я а |5 2 £ Iю 8 к &3 .. о" I » ^ і! I § §■ Я «3 Я м 5 й 5

§ Я 12 * 8 о н >>и <и 5 Зк о Я и м £ са 8 X „ X СО и о Н ч

ей а« О. я я 2

н се X 5 и V 2 о §■ ” со >5 Н о> ° Ч Ия

сз

X

СО — Т~Г I л -Д О 8 Ч * 5 и —

и И га 1-9 О 8 О я 4 5 3 || ^« » о « ОО « •§■ О I 5 о і Ч ГЧ >> 5 ~ ч 2 2 к 3 5 и X я

Ч — О ев Й § * * § & о а « 5ЙЙ

X н

Таблица 6.5. Краткая характеристика

н о &С0 г —

3" а о и 0 Й о I о 400 | О И Зої * ч ^ 2 й Р Ї д 8 И? й1 2 2 § с 8 Ї

н и о

со

ас з ^ ж х

аХ о Л о 8 ЬС и а

X V І § ё х Ей и.

При выборе концентратов для приготовления эмульсионных про­мывочных жидкостей и определения их рабочей концентрации необ­ходимо исходить из данных, приведенных в табл. 6.6.

Эмульсионные глинистые растворы (ЭГР) применяют чаще всего при бурении мощных толщ, глинистых и глинисто-карбонатных по­род, склонных к образованию сальников на бурильных трубах. Эмуль­сионные глинистые растворы можно получить практически из всех растворов на водной основе независимо от степени минерализации, для чего исходный глинистый раствор обрабатывают химическими реагентами, а затем вводят нефть в количестве 8—15%.

Наилучшая стабильность ЭГР получается после обработки реаген­тами (УЩР, ССБ, КМЦ, крахмалом и др.), которые усиливают роль глинистых частиц как эмульгатора нефти. При недостаточной ста­бильности ЭГР в него дополнительно вводят эмульгаторы: ДС, газой — левый или керосиновый контакт, различные мыла в концентрации 0,5-1,0%.

Параметры, характеризующие эмульсионный глинистый раствор:

р= 1,05—1,15 г/см3; Т= 18—25 с; Ф30 = 3—7 см3 за 30 мин;

9, = 10—15 дПа, 01О = 2О—25 дПа.

Растворы на углеводородной основе (РУО) применяют при вскры­тии продуктивных нефтяных и нефтегазовых залежей с целью сохра­нения их коллекторских свойств, а также при бурении в горных поро­дах, склонных к обваливанию за счет обогащения их водной фазой буровых растворов и пластического течения (мощные отложения гид­рофильных глин, хемогенные и хемогенно-глинистые толщи).

Известково-битумный раствор (ИБР) является безводным РУО, дисперсионной средой которого служит дизельное топливо или нефть, а дисперсной фазой — высокоокисленный битум, гидроокись кальция, барит и небольшое количество эмульгированной воды (3—5 %). При­меняют при разбуривании легко набухающих, склонных к обвалам глинистых пород, разбуривании соленосных обложений, представлен­ных высокорастворимыми солями (преимущественно поливалентных металлов), а также при вскрытии продуктивных пластов с низкими коллекторскими свойствами. Благодаря хорошим смазочным свойствам такой раствор повышает стойкость долот. Раствор обладает высокой термостойкостью (200—220 °С); разработан в МИНХиГП им. И. М. Губ­кина. Содержание компонентов в 1 м3 ИБР различной степени утяже­лителя приведено в табл. 6.7. Учитывая непостоянство состава и свойств большинства исходных материалов, используемых для приготовления ИБР, указанный в табл. 6.7 компонентный состав в каждом конкрет­ном случае уточняют в лаборатории. При этом оптимальное соотно­шение извести и битума должно варьировать от 1 : 1 до 2 : 1. Для ИБР характерны нулевая или близкая к ней фильтрация и содержание воды, не превышающее 2—3 %. Необходимое условие приготовления ИБР — возможность тщательного и интенсивного перемешивания исходных компонентов для равномерного распределения их в раство-

Марка концентрата	ГОСТ или ТУ	Состав	Назначение
1	2	3	4
Паста коже­венная эмуль­гирующая	ГОСТ 5344-75	Натровое масло синтети­ческих жирных кислот (продукты окисленного петролатума) 35—40 %; неомыленный остаток окисленной массы не бо­лее 15 %; вода не более 15 %; масло веретенное «ЗВ» доводят до 100 %, но не менее 25 %	Для приготовления на мягкой воде эмульсий, использующихся при ал­мазном бурении на объек­тах с мягкими, слабоми — нерализированными во­дами (содержание ионов кальция, магния до 5 мг • экв/л)
Эмульсол лесохимиче­ский ЭЛ-4	ТУ 81-05-52-75	Натровое мыло полиме­ров канифольно-экстра — ционного производства 20 %; нигрол зимний 60 %; смачиватель ОП-7 10 %; вода 10 %	Для приготовления на мяг­кой и слабожесткой воде эмульсий, использующих­ся при алмазном бурении на объектах с водами по­вышенной жесткости и минерализации (содер­жание ионов кальция, магния до 45 мг • экв/л)
Эмульсол нефтехими­ческий ЭН-4	ТУ 38-101628-76	Смесь жирных и смоля­ных кислот, поверхност­но-активные вещества неионогенного типа, индустриальное масло	Для приготовления на воде любой жесткости эмуль­сий, использующихся при алмазном бурении на объ­ектах с жесткими и мине­рализованными водами (содержание ионов Са до 3000 мг • экв/л, Мп до 1350 мг • экв/л, N8 до 2000 мг • экв/л, а также эмульсий, используемых при бурении многолетне­мерзлых горных пород)
Концентрат солестойкой промывочной жидкости ленол-10	ТУ 38-101816-80	Индустриальное, талло — вое масла, смесь неионо­генных поверхностно­активных веществ	Для приготовления на воде любой жесткости эмульсий, использую­щихся при высокочас­тотном алмазном буре­нии скважин на объектах с любыми, в том числе весьма сложными (жест­кие, минерализованные воды), условиями
Концентрат соленостойкой промывочной жидкости ленол-32	ТУ 38-10181-80	Индустриальное масло, смесь жирных кислот, смесь высших спиртов, смесь неионогенных по­верхностно-активных веществ	То же

1	2	3	4
Концентрат низкотемпе­ ратуростойкой промывочной жидкости морозол-2	ТУ 384, 01.79-79	Минеральное масло, смесь неионогенных по­верхностно-активных ве­ществ, серосодержащая присадка, ингибиторы коррозии	Для приготовления эмульсий на соленой (до 12 %) и любой жест­кости воде; используют при скоростном бурении многолетнемерзлотных пород с температурой до -7,4 °С

Таблица 6.7. Состав ИБР, кг на 1 м’ раствора Компоненты Плотность ИБР, г/см3 1,2 1,3 1,4 1,5 1,6 1,7 1,8 1,9 2,0 2,1 2,2 2,3 Дизельное топливо марки ДЛ 563 546 529 512 459 478 461 444 427 410 393 376 Битум 155 145 135 125 115 105 95 85 75 65 55 45 Известь негаше­ная (СаО) 310 290 270 250 230 210 190 170 150 130 110 90 Вода 60 56 52 48 44 40 36 32 28 24 20 16 Сульфонол НП-3 или НП-1 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 Барит с влажно­стью <2 % 100 250 400 550 700 850, 1000 1150 1300 1450 1600 1750

ре, гидрофобизации твердой и эмульгирования водной фаз. Основное внимание уделяют равномерности ввода исходных компонентов, пере­мешиванию и нагреванию.

Эмульсионный известково-битумный раствор (ЭИБР) является инверт — ным эмульсионным раствором, приготовляемым на основе известково­битумного раствора, содержащего в качестве дисперсной фазы минера­лизованную воду до 30—50 % и твердые компоненты (битум, известь, барит). Такой раствор по свойствам близок к ИБР, но имеет и не­которые отличия, обусловленные высоким содержанием воды. В част­ности, имеет более высокий показатель фильтрации и пониженную термостойкость (180—190 °С).

Параметры, характеризующие качество ЭИБР:

Электростабильность (напряжение электропробоя), В………………………………… 250—300

Глиноемкость (максимальная добавка бентонита, не приводящая к сниже­нию электростабильности), % 20

Показатель фильтрации, см3 за 30 мин ………………………………………………. 1

Наличие воды в фильтрате……………………………………………………………………… Нет

Высококонцентрированный инвертно-эмульсионный раствор (ВИЭР) разработан и предназначен для бурения скважин с забойной темпера­турой, не превышающей 70 °С. В указанных условиях ВИЭР устойчив при наличии большого количества выбуренной породы и отличается высокой стабильностью свойств.

Состав в расчете на 1 м3, в л: дизельное топливо или нефть — 450; водный раствор соли М§С12, СаС12 или №С1 — 450, СМАД — 30—40, эмульгатор (эмультал) — 15—20, бентонит — (10—15) кг, барит —до по­лучения необходимой плотности раствора.

Термостойкость такого раствора можно повысить введением в его состав окисленного битума в виде 15—20 %-го битумного концентра­та. При температуре до 100 °С концентрация битума должна состав­лять 1% (10 кг/1 м3), при 100—120 °С —2% (20 кг/1 м3), при более высокой температуре (140—150 °С) — 3 % (30 кг/1 м3).

Параметры, характеризующие качество ВИЭР:

TOC o "1-5" h z Электростабильность, В…………………………………………………. 100

Глиноемкость, %……………………………………………………………. 20

Показатель фильтрации, см3 за 30 мин…………………………….. 0,5

Наличие воды в фильтрате……………………………………………… Нет

Термостойкий инвертно-эмульсионный раствор (ТИЭР) — раствор на основе омыленного олеогеля (жирных кислот окисленного петролату — ма), катионоактивных ПАВ (АБДМ-хлорида) и органофильных глин, получаемых путем модификации бентонита; предназначен для бурения скважин при забойной температуре до 200 °С. Преимущества этих раст­воров — низкая эффективная вязкость, высокий сдвиг разжижения и хорошая выносящая способность.

Оптимальные составы базового раствора с различным пределом термостойкости приведены в табл. 6.8; сведения о термостойкости утяжеленных эмульсий в зависимости от их плотности, водомасляно­го отношения и концентрации органоглины — в табл. 6.9.

Таблица 6.8. Составы и свойства ТИЭР Соотношение фаз (вода — масло) Содержание мыльного эмульгатора, % Концентрация бентонитовой глины, % Предел термостой­кости, °С СМАД СаО черкасской саригюхской асканской 60 : 40 4 2 2,0 1,5 1,0 100 4 2 3,0 2,0 1,5 125 4 2 — 3,0 2,0 150 50 : 50 4 2 — 5,0 4,0 180 40 : 60 4 2 — 6,0 5,0 200

Таблица 6.9. Оптимальные составы утяжеленных ТИЭР Соотношение фаз (вода — масло) Концентрация органоглины, % Плотность эмульсии, г/см3 Предел термостойкости, °С 60:40 3 1,25 150 50 : 50 3 1,50 150 40 :60 3 2,00 180 30 : 70 4 2,25 200 20 : 80 5 2,50 200

Электростабильность, В………………………………………..

250-450 2-3 Нет

Показатель фильтрации при 150 °С, см3 за 30 мин Наличие воды в фильтре

Параметры ТИЭР: пластическая вязкость (Мп) — 60—90 мПа • с; 0, = 12—85 дПа, 0,0 = 24—110 дПа.

Пластическую вязкость и статическое напряжение сдвига снижа­ют добавкой небольших количеств дизельного топлива или неутяже — ленной базовой эмульсии.

Разбуриваемые глинистые породы не накапливаются в циркули­рующей эмульсии, а полностью выносятся из скважины и легко от­деляются от нее с помощью вибросит, имеющих размеры ячеек не более 0,6—0,8 мм.

Комментарии запрещены.