Бурение грунтовых зондов, установка энергетических колодцев

В разведочном бурении применяются десятки различных типов промывочных жидкостей. Состав промывоч­ных жидкостей определяется геолого-техническими условия­ми бурения скважин, технологическими требованиями к их свойствам с целью повышения эффективности бурения и тре­бованиями к охране окружающей среды.

Вода широко применяется при бурении устойчивых кри­сталлических пород, обладает хорошей подвижностью и охла­ждающей способностью, понижает прочность горных пород,

имеет невысокую плотность, а также обеспечивает хорошую производительность бурения.

Глинистые растворы применяются при бурении осадоч­ных малосвязных пород, а также при проходке тектоничес­ких зон раздробленных и сильно трещиноватых пород. В основном они используются при твердосплавном бурении и бурении скважин сплошным забоем. При бурении относи­тельно устойчивых пород глинистые растворы применяют без обработки химическими реагентами, их плотность 1,08- 1,20 г/см3, условная вязкость 22-25 с, водоотдача не более 25 см3 за 30 мин.

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

Малоглинистые растворы готовятся из высококачествен­ных бентонитовых глин, содержание которых составляет 5-

7 %. В качестве структурообразователей применяют высоко­молекулярные полимерные реагенты: КМЦ, полиакриламид. Эти растворы имеют невысокую водоотдачу — от 3 до 12 см3, низкую плотность — от 1,02 до 1,05 г/см3 и вязкость 22-25 с. Применяются при алмазном бурении в относительно устойчи­вых трещиноватых породах.

Ингибированные 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 пептиза — ции, что замедляет процесс коагуляции раствора. Это позво­ляет повышать глиноемкость растворов за счет поступления частиц разбуренных глин при удовлетворительном качестве и реологических свойств.

В качестве реагентов, поставляющих ионы Са2+, применя­ются хлористый кальций, известь, гипс. В качестве ингибито­ра может использоваться и жидкое стекло. Растворы, содер­жащие силикат Ыа+, обладают крепящим действием.

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

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

Обязательный компонент таких систем — масляная фаза, тонкодиспергированная в непрерывной водной среде. Масля­ная фаза представляет собой антифрикционную добавку к водной среде для улучшения ее смазочных свойств, в качест­ве которой используется значительная группа нефтяных ма­сел: трансмиссионных, машинных, трансформаторных, нефтя­ных и др., а также жировых гидронов, талловых масел. Для улучшения смазочных свойств различные масла смешиваются для получения компаундов антифрикционных добавок.

Масляная фаза эмульсионных растворов довольно быстро коалесцирует 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 вводятся поверхностно-активные вещества (ПАВ), хорошо растворимые в воде.

Краткая характеристика наиболее часто используемых в бурении ПАВ приведена в табл. 19.7.

При выборе концентратов для приготовления эмульсион­ных промывочных жидкостей и определения их рабочей кон­центрации необходимо исходить из данных, приведенных в табл. 19.8.

Эмульсионные глинистые растворы применяются 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 8-15 % нефти.

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, газойлевый или керосиновый контакт, раз­личные мыла в концентрации 0,5-1,0 %.

Эмульсионный глинистый раствор характеризуется сле­дующими основными параметрами.

Плотность, г/см3……………………. 1,05-1,15

Условная вязкость, с……………….. 18-25

Водоотдача, см3/30 мин………….. 3-7

Статическое напряжение сдвига, Па:

1 1,0-1,5;

0ю…………………………. 2,0-2,5

Известковые растворы применяются для разбуривания толщ натриевых глин, которые легко переходят в раствор, и реологические свойства раствора бывает трудно регулиро­вать.

Модифицирование поверхности глинистой фазы известью является следствием ионообменных процессов.

В состав известковых растворов, кроме глины, входят из­

весть (0,2-2,5 %), каустическая сода, понизители вязкости (ССБ) и водоотдачи (КМЦ, УЩР и др.).

Гипсовые растворы применяются при разбуривании неус­тойчивых глинистых отложений.

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

Хлоркальциевые растворы применяются при бурении са­мораспускающихся неустойчивых глин, набухающих глини­стых сланцев, аргиллитов. Наибольший ингибирующий эф­фект достигается при концентрации ионов кальция в раство­ре 2500-3500 мг/л. Кроме хлористого кальция, в растворе обя­зательно присутствие извести и лигносульфонатов, оптималь­ное соотношение между которыми составляет 1:3:3.

Для стабилизации раствора используют КМЦ в сочетании с КССБ. Известь применяется для регулирования щелочности раствора. Добавки каустической соды нежелательны, так как с СаС12 они образуют гашеную известь и содержание ионов Са+2 в растворе снижается.

Малосиликатные глинистые растворы используют при бу­рении в осыпающихся аргиллитах и глинистых сланцах, соле­вых отложениях. Они оказывают крепящее действие на стен­ки скважины.

Состав раствора: 1,5-5 % жидкого стекла; 0,5-1 % КМЦ + + 3-5 % УЩР или 2-3 % ФХАС.

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

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

Полимерные жидкости уменьшают гидравлические сопро­тивления при малых зазорах между бурильными трубами и стенками скважины, особенно при бурении комплексами ССК и КССК. Они позволяют применять форсированные ре­жимы при алмазном бурении, сохраняют устойчивость стенок скважин при проходке довольно сложных 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. Гидролиз осуществляется в скоро­стных мешалках при энергичном перемешивании с горячим (90-95 °С) раствором каустической соды.

Количество (кг) ИаОН для гидролиза ПАА вычисляется по формуле:

к „ ^ т = —С,0,

л

где К — отношение сухого натра к количеству полимера в ПАА, К = 0,6-ь 1,2; п — коэффициент, зависящий от качества едкого натра в техническом продукте; Сг — массовая концен­трация, концентрация полимера в растворе, %; О — общая масса гидролизуемого полимерного раствора, кг.

Содержание полимера в рабочей промывочной жидкости

0, 1-0,5 %.

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

Сведения о реагентах, синтетических полимерах приведе­ны в табл. 19.9.

Полимерно-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 получать оптимальные реологические свойства и фильтраци­онные характеристики глинистых растворов с содержанием гидратированной твердой фазы до 2-4 % (малоглинистые рас­творы МГР).

Я о з о в 2 ^ Л оИв И 0<к О <сч и ь, в и

яп я У и <2 >5! ^ 3^ §д и н

«и ‘М «в

М.8 В л а* * >5 ЕС Си Я о ё >> с м в * о о — и н 5 § *(§ «*ю“ * о«3.2 шВ<5, я в « я » „ к 1е&

& м ю Я в Б с ю 5 я

и. о о ^ В 0«Е и

1 <5|Ш

|р (О СгН ||к СО со Он

|1л

м

2. о ^а. а л д О

оз а

<0 в О Ф « 2 г € В 0«Я и з в 2 ^ £В £ в >ы шв о о б. е Я *2*8 С В* Г) *-• О (й Н 0.Й

§ Зав 5×5 а® ч ^сч а83е8&3 1ё

о о> ЛЭ ЕГ < ю (о н

X о В & о & ь I Ю И

$ О н

Метасол	Сополимер метакрило­вой кислоты с метакри­ламидом		То же	Подобен метасу. Оптима­лен при pH = 7-5-8
Лакрис-20	Термостой­	—	Порошок	Эффективно снижает во­	В сухом ви­
	кий сополи­		или мелкие	доотдачу пресных и насы­	де или в вод­
	мер метакри­		гранулы бе­	щенных ЫаС1 буровых	ном раство­
	ловой кисло­		лого или	растворов при температу­	ре
	ты с мета­		желтовато­	ре до 280 °С, pH раствора
	крилатом в присутствии		белого цвета	8-10. Неэффективен при наличии Са, Мд2+
	моноэтано-
	ламина и ще­
	лочи

В полимерных глинистых растворах используются полиак­риламид (ПАА) и его гидролизованные разновидности РС-2, РС-4, метас, гипан, реагенты К-4, К-9, М-14 и другие вещества в количестве 0,05-0,50 % в пересчете на сухое вещество.

Полимерные глинистые растворы обладают хорошими сма­зочными свойствами, имеют пониженные гидравлические со­противления, низкое поверхностное натяжение фильтрата, 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.

Газожидкостные смеси (ГЖС). Применяются при бурении следующие их разновидности:

аэрозоли (туманы) — аэродисперсные системы, в которых непрерывной дисперсионной средой является воздух или газ, а дисперсной фазой — жидкость в виде мельчайших капелек. Плотность аэрозолей составляет 0,005-0,05 г/см3;

аэрированная жидкость — система, в которой дисперсион­ную среду образует непрерывная жидкая часть, а воздух об­разует дисперсную фазу. Плотность аэрированной жидкости составляет 0,05—0,1 г/см ;

пена — дисперсная система, состоящая из ячеек пузырьков воздуха (дисперсная фаза), разделенных пленками жидкости, являющейся непрерывной дисперсионной средой. Жидкие пленки, разделяющие пузырьки, образуют в совокупности пленочный каркас, служащий основой пены. Плотность пен составляет 0,05-0,1 г/см3.

Области применения различных видов газожидкостных смесей можно разграничить следующим образом.

1. В слабосцементированных и водочувствительных глини­стых породах при незначительных водопритоках рекоменду­ется использовать аэроэмульсии.

2. В поглощающих промывочную жидкость горных поро­дах с интенсивностью поглощения до 5 м3/ч рекомендуется применять аэрированные жидкости; с интенсивностью до 8- 10 м3/ч — пены.

Кроме того, пены рекомендуется применять при бурении по слабосцементированным, высокопористым породам; в без­водных и засушливых районах; в карстовых зонах, в условиях многолетнемерзлых пород и в породах, склонных к набуха­нию. Получение пены основано на интенсивном смешивании водного раствора ПАВ — пенообразователя, который подается дозирующим насосом или дозатором, и потока сжатого возду­ха, нагнетаемого компрессором.

Рис. 19.10. Схемы обвязки скважины при бурении с пеной: а — глубиной до 250 м: 1 — скважина; 2, 5 — трехходовые краны; 3 — прибор для определения кратности пены; 4 — пеногенератор; 6 — насос; 7 — емкость с раствором ПАВ; 8 — компрессор; 9 — кран; 10 — обратный клапан; 11 — расхо­домер воздуха; 12 — воздуховод к пеногенератору; 13 — воздухопровод к эжектору; 14 — эжектор; б — глубиной более 250 м: 1 — скважина; 2 — треххо­довой кран; 3 — прибор определения кратности пены; 4 — нагнетательный трубопровод; 5 — манометр; 6 — дожимное устройство; 7 — обратный клапан; 8 — расходомер воздуха; 9 — кран; 10 — компрессор; 11 — емкость с раствором ПАВ; 12 — дозирующий насос; 13 — насос; 14 — трубопровод к эжектору; 15 — эжектор; 16 — отводной трубопровод

В настоящее время разработаны и применяются ряд техно­логических схем обвязки устья скважины оборудованием при бурении с пенами, которые применяются при определенных условиях. Создание таких схем направлено на получение хо­роших технико-экономических показателей при наиболее простой схеме генерации пены и подачи ее в скважину.

Наиболее рационально использовать при глубине скважи­ны до 250 м насосно-компрессорную схему генерации пены при бурении (рис. 19.10, а).

При бурении глубоких скважин с пенами такая схема (рис. 19.10, б) диктует необходимость использования компрессоров, развивающих большое давление, когда бурение с пенами ста­новится экономически нецелесообразным. В этом случае не­обходимо применять специальное дожимное устройство для получения и нагнетания пены в скважину при использовании широко распространенных серийных компрессоров низкого давления (0,7 МПа). При бурении с пенами скважин глубиной до 1500 м используются дополнительный дозирующий насос на всасывающей линии. Состав пен подбирается в зависимо­сти от свойств перебуриваемых пород, а также вида осложне­ний и может быть рекомендован в соответствии с данными, приведенными в табл. 19.10.

Таблица 19.10 Области применения Условия бурения Состав промывочной жидкости, подлежащей вспениванию Концентрация компонентов, % ^Устойчивые осадочные Сульфонол 0,5-0,8 породы——- Вода Остальное > Устойчивые доломиты, Сульфонол, ОП-Ю 0,3; 2-3 известняки Вода Остальное Глинистые породы (ар­ Сульфонол 0,5 гиллиты, сланцы) ГППА 0,1 Вода Остальное Неустойчивые дробле­ Г линопорошок 2-3 ные породы Ма2СОз 0,2 КМЦ 0,3 Сульфонол 0,5 Вода Остальное Водоприток 0 Глинопорошок 4-5 Ыа2СОз 0,2-0,3 КМЦ 0,3 Сульфонол 0,5-1,0 Вода Остальное Отрицательные темпе­ Сульфонол 0,5-1,0 ратуры КМЦ 0,25-0,5 СаС12 2-7 №С1 3-10 Вода Остальное Зоны тектонических на­ Глинопорошок 5-6 рушений (с тектониче­ ИагСОз 0,1 ской глинкой трения) Жидкое стекло 0,1 ГППА 0,7-1,0 Сульфонол 0,4-1,0 Вода Остальное

К ПАВ относятся также вещества, которые способны кон­центрироваться на межфазных границах. Характерным свой­ством ПАВ является их дифильность, т. е. наличие у каждой молекулы гидрофильных (полярных) и. гидрофобных (непо­лярных) групп. Это означает, что гидрофильная часть молеку­лы ПАВ более активно взаимодействует с молекулами воды, а гидрофобная — с молекулами воздуха, неполярной жидкостью

или твердым телом. Это также определяет стремление моле­кул ПАВ к концентрации на межфазных границах раздела и определенной их ориентации.

В состав молекул ПАВ входят следующие гидрофильные группы:

гидроксильная — СООН;

карбоксилатная — СООМе, Ме — атом металла;

сульфонатная — БОзМе;

сульфатная — БС^Ме;

фосфатная — РОэМе;

аминогруппа — ЫН2;

оксиэтильная — СН2, СН20 и др.

Наиболее часто в отечественной практике рекомендуется использовать сульфонол в качестве пенообразователя. В каче­стве добавок, улучшающих свойства пены, можно применять хлористый алюминий и азотнокислый натрий, КМЦ и мыло­нафт, желатин и гидроксид лития.

Эффективным пенообразователем в условиях поступления высокоминерализованных пластовых вод является анионак — тивное ПАВ ДС-РАС. При увеличении концентрации хлорида натрия в воде необходимо повышать концентрацию пенооб — разования ДС-РАС для возрастания устойчивости пен. Даль­нейшее повышение устойчивости пены достигается за счет введения стабилизаторов (КМЦ, крахмал, костного клея, тех­нического желатина). Кроме того, для повышения пенообра­зующей способности растворов ДС-РАС и стабильности пены к ним рекомендуется добавлять сульфонат никеля и кальци­нированную соду в массовом соотношении, %: ДС-РАС — 1-2; сульфат никеля 0,5-1,0; кальцинированная сода 1-2; вода — ос­тальное.

В лаборатории промывки и крепления скважины (ВИТР ВПО "Геотехника") создана композиция пенообразователя пе — нол-1.

По составу пенол-1 состоит из смеси натриевых солей ор­ганических сульфокислот, оксиэтилированных жирных спир­тов или оксиэтилированных алкилфенолов, лигносульфоната аммония, моноэтаноламида жирных кислот и других веществ. Рекомендуемые соотношения компонентов в составе пенол-1 приведены в табл. 19.11.

Определенные в таблице композиционные составы пенол-1 по внешнему виду представляют собой жидкости темно-ко­ричневого цвета с температурой застывания от -4 до -6 °С, с pH = 8,15+8,50. При добавлении рабочей концентрации (0,5 %) пенола-1 в воду с минерализацией ИаС1 до 5 % (объем рас-

Компоненты	Массовое соотношение компонентов по рекомен­дуемым составам %
Натриевые соли суль­	19,0	26,0	40,0	29,0	40,0	40,0	45,0
фокислот
Синтанол АСЦЭ12	15,0	10,0	15,0	12,0	—	—	10,0
Синтанол ДС-10	_	—	_	—	10,0	—	—
ОП-Ю	0	0	0	0	0	10,0	_
Моноэталоамиды	3,0	5,0	4,0	7,0	4,0	4,0	—
(фракций Сю-Сш)
Лигносульфонат ам­	2,0	3,5	3,0	2,5	5,0	3,0	5,0
мония
Едкий натр	0,2	—	_	0,1	—	_	_
Вода			Остальное

твора 50 см3) вспениваемость (через 30 с) составляет 310— 340 см3 при довольно стабильной пене через 30 мин после вспенивания.

Комментарии запрещены.