В результате использования в качестве бурового раствора технической и морской воды вместо глинистого раствора проходка на долото повышает­ся на 15—20 %, а механическая скорость проходки — на 25 — 40 %.

Однако вода как буровой раствор имеет недостатки: в перерывах меж­ду циркуляциями она не удерживает шлам в скважине во взвешенном со­стоянии, глинистые отложения набухают, разупрочняются, снижается ус­тойчивость ствола скважины. Поэтому применение воды как эффективного бурового раствора допустимо лишь при бурении сравнительно неглубоких скважин в твердых неглинистых породах карбонатно-песчаного комплекса, а также в гипсах и других отложениях.

Фильтрация воды в продуктивные пласты резко снижает их нефтеот­дачу вследствие создания водяного барьера, образования устойчивых водо-нефтяных эмульсий, набухания содержащихся в пласте глинистых минера­лов, препятствующих притоку нефти в скважину, что серьезно затрудняет освоение и ввод скважин в эксплуатацию.

Нестабилизированные глинистые растворы (суспензии) и суспензии из выбуренных пород представляют собой водные суспензии, образован­ные в процессе бурения путем «самозамеса» из разбуриваемых пород.

Применяют их в основном при бурении с поверхности в устойчивом разрезе, сложенном малопроницаемыми породами. В зависимости от типа исходной глины и состава разбуриваемых пород такие растворы имеют в среднем следующие показатели: плотность 1,05 — 1,24 г/см3, условную вяз­кость 25 — 50 с; показатель фильтрации, СНС и рН не регламентируются.

В процессе бурения показатели нестабилизированных глинистых сус­пензий из выбуренных пород регулируют, разбавляя их водой.

Гуматные растворы — это буровые глинистые растворы, стабилизиро­ванные углещелочным реагентом (УЩР). Применяют такой раствор при бурении в сравнительно устойчивом разрезе, в котором отсутствуют набу­хающие и диспергирующиеся глинистые породы. Допустимая минерализа­ция для гуматных растворов не более 3 %, термостойкость их в этих усло­виях не превышает 120—140 °С. В отсутствие минерализации фильтрация гуматных растворов остается небольшой даже при температуре 200 °С, од­нако при высокой температуре усиливается загустевание раствора.

В зависимости от коллоидальности глины и жесткости воды на приго­товление 1 м3 гуматного раствора требуется (в кг): глины 50 — 200, сухого УЩР 30 — 50, Na2CO3 3 — 5 (при необходимости), воды 955 — 905, утяжели­тель добавляют до необходимой плотности раствора. При этом обеспечива­ется возможность получения растворов со следующими свойствами: плот­ность 1,03-2,2 г/см3, условная вязкость 20-60 с, CHCi = 18+60 дПа, СНСю = 36+120 дПа, показатель фильтрации 4—10 см3/30 мин, рН = = 9÷10.

На повторные обработки в процессе бурения требуется 3 — 5 кг УЩР на 1 м3 раствора. УЩР совместим с большинством реагентов (полиакрила-

тами, лигносульфонатами, КМЦ); для предотвращения загустевания при забойных температурах выше 100 °С раствор обрабатывают У1ЦР в сочета­нии с хроматами (0,5 — 1 кг на 1 м3 раствора).

Лигносульфонатные растворы — буровые глинистые растворы, стаби­лизированные лигносульфонатными реагентами (иногда в сочетании с УЩР).

Используются при разбуривании глинистых отложений, гипсов, ангид­ритов и карбонатных пород. Главной функцией лигносульфонатных реа­гентов является понижение вязкости, основанное на сочетании стабилизи­рующего и ингибирующего эффектов. Ингибирующее действие кальциевой ССБ в пресных растворах мягче, чем действие извести. Раствор термостоек до 130 °Ñ.

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 лиг-носульфонатного раствора требуется (в кг): глины 80 — 200, ССБ 30 — 40, УЩР 10-20, NaOH 5-10, пеногасителя 5-10, воды 940-900, утяжелите­ля—до получения раствора необходимой плотности.

Указанные пределы компонентного состава обеспечивают получение растворов с показателями: плотность 1,06 — 2,2 г/см3, условная вязкость 18 — 40 с, показатель фильтрации 5—10 см3/30 мин, CHCi = 5+45 дПа, СНСю = 12÷90 äÏà, ðÍ = 8÷10.

Хромлигносульфонатные растворы — буровые глинистые растворы, стабилизированные хромлигносульфонатными (феррохромлигносульфо-натными) реагентами (окзил, ФХЛС, КССБ-4) или указанными реагентами в сочетании с полимерами (КМЦ, М-14, метас, гипан). Эти растворы пред­назначены для разбуривания глинистых и аргиллитоподобных пород при высоких забойных температурах. Они отличаются более высокой по срав­нению с гуматными и лигносульфонатными растворами устойчивостью к загущающему действию глин и более высокой термостойкостью (до 180 °Ñ).

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

На приготовление 1 м3 раствора только на основе хромлигносульфо-натных реагентов (в пересчете на сухое вещество) необходимо (в кг): гли­ны 80-200, îêçèëà (èëè ÔÕËÑ) 10-20, ÊÑÑÁ-4 40-30, NaOH 2-5, Na2Cr2O7 (или К2Сг2О7) 0,5 — 1, пеногасителя 3 — 5, воды 940 — 900, утяжели­теля — до получения требуемой плотности.

Показатели раствора: плотность 1,06 — 2,2 г/см3, условная вязкость 18 — 40 с, показатель фильтрации 4—10 см3/30 мин, CHCi = 6+45 дПа, СНСю = = 12÷90 äÏà, ðÍ = 9÷10.

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

Показатели раствора: плотность 1,03 — 2,2 г/см3, условная вязкость 25 — 60 с, показатель фильтрации 3 — 6 см3/30 мин, CHCi = 18+60 дПа, рН = = 8÷9.

В качестве основы для хромлигносульфонатного раствора могут быть использованы   глинистая   суспензия,   приготовленная   из   предварительно

гидратированной и диспергированной глины, или ранее применявшийся раствор.

В хромлигносульфонатный, как и в лигносульфонатный, можно пере­вести любой пресный раствор. Регулирование показателей хромлигносуль-фонатного раствора аналогично лигносульфонатному. Показатель фильтра­ции регулируется добавками полимерного реагента (0,5 — 1 кг реагента на 1 м3 бурового раствора).

Полимерные недиспергирующие буровые растворы — водные 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 (повышению механической скорости проход­ки и проходки на долото).

Главная проблема применения полимерных недиспергирующих рас­творов — предотвращение обогащения их выбуренной породой. Поэтому в состав раствора вводят специальные реагенты-флокулянты селективного действия (например, гидролизованный полиакриламид — ПАА), флокули-рующие 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 недиспергирующие растворы предназначены для массо­вого бурения эксплуатационных и разведочных скважин в отложениях, ха­рактеризующихся высоким содержанием глин, в том числе (до 80 %) высо­коколлоидальных и потенциально неустойчивых, и в крепких, устойчивых карбонатно-глинистых разрезах, а также для вскрытия продуктивных пластов.

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

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

Показатели раствора: плотность 1,03 — 2 г/см3, условная вязкость 20 — 60 с, показатель фильтрации 5 — 8 см3/30 мин, CHCt = 12+60 дПа, СНСю = = 24+90 дПа, рН = 8+9. Один из основных показателей качества полимер­ного недиспергирующего раствора — низкое содержание глинистой фазы, объемная доля которого не должна превышать 1,5 — 2 %.

Для приготовления 1 м3 безглинистого раствора требуется 975 — 970 л
воды и 25 — 30 кг
ПАА (8%-ной концентрации).

Для приготовления полимерного недиспергирующего раствора можно использовать пресный раствор, обработанный УЩР. Предварительно опре­деляют содержание глинистой фазы и при необходимости ее снижения раствор разбавляют водой, а затем вводят 0,5%-ный раствор ПАА из расче­та 10-20 ë/ì3.

Таблица  7.4

Полимерные недиспергирующие растворы на основе акриловых полимеров

 

Тип	Номер состава
1	2	3
Реагент	Содержание, %	Реагент	Содержание, %	Реагент	Содержание, %
Ингибитор глин Понизитель фильтрации, загуститель Разжижитель-дефлокулянт	ПАА Сайпан, ги-пан, НР-5 НТФ	0,025-0,03 0,125-0,15 0,05-0,1	РКП « ПАК	0,1-0,2 Ì-140,2 0,05-0,1	ÃÊÆ-10, ÃÆÊ-11 Ì-14 НТФ	0,4 0,2 0,05-0,1

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

При бурении в набухающих и неустойчивых глинистых сланцах ис­пользуют полимерные недиспергирующие растворы, содержащие два (или более) акриловых полимера различной молекулярной массы, из которых один, обычно высокой (10-И5)10б молекулярной массы (ПАА), выполняет функции флокулянта и ингибитора глин, другой — средней (2+6)105 моле­кулярной массы (сайпан, М-14, метас, гипан, НР-5) — обладает свойствами понизителя фильтрации и загустителя. Обычно их применяют в соотноше­нии 1:5 — 1:10.

В случае повышения содержания глинистой фазы в растворе исполь­зуются недиспергирующие разжижители-дефлокулянты (НТФ, ПАК).

Типичные рецептуры полимерных недиспергирующих растворов на основе акриловых полимеров приведены в табл. 7.4.

Обратите внимание: