Архив метки: глина

ОСЛОЖНЕНИЯ, СВЯЗАННЫЕ С НАРУШЕНИЕМ ЦЕЛОСТНОСТИ СТЕНОК СКВАЖИНЫ

Добавить комментарий

Накопленный опыт бурения позволяет выделить основные виды нару­шений целостности стенок скважины и классифицировать их по видам

Обвалы (осыпи) происходят при прохождении уплотненных глин, ар­гиллитов или глинистых сланцев. В результате увлажнения промывочной жидкостью или ее фильтратом снижается предел прочности уплотненной глины, аргиллита или глинистого сланца, что ведет к их обрушению (осы­пям). Кроме того, проникновение свободной воды, которая содержится в больших количествах в растворах, в пласты, сложенные уплотненными глинами, аргиллитами или глинистыми сланцами, приводит к их набуха­нию, выпучиванию в ствол скважины и в конечном счете к обрушению (осыпанию).  Небольшие  осыпи  могут  происходить  из-за  механического

воздействия бурильного инструмента на стенки скважины. Обвалы (осыпи) могут произойти также в результате действия тектонических сил, обуслов­ливающих сжатие пород. Величина горного давления при этом значительно превышает давление со стороны столба промывочной жидкости. Характер­ными признаками обвалов (осыпей) является: резкое повышение давления на выкиде буровых насосов, обильный вынос кусков породы, интенсивное кавернообразование и недохождение бурильной колонны до забоя без промывки и проработки, затяжки и посадки бурильной колонны; иногда — выделение газа. Интенсивное кавернообразование существенно затрудняет вынос выбуренной породы на дневную поверхность, так как уменьшается скорость восходящего потока и его подъемная сила, возрастает аварий­ность с бурильными трубами, особенно при роторном бурении. Из-за опас­ности поломки бурильных труб приходится уменьшать нагрузку на долото, а это ведет к снижению скорости бурения.

Основными мерами предупреждения и ликвидации обвалов (осыпей) являются:

1) бурение в зоне возможных обвалов (осыпей) с промывкой химиче­
ски обработанным буровым раствором, имеющим минимальную водоотдачу
и по возможности высокую плотность;

2)     правильная организация работ, обеспечивающая высокие скорости
бурения;

3)     выполнение следующих рекомендаций:

а)  бурить скважины по возможности меньшего диаметра;

б) бурить от башмака (нижней части) предыдущей колонны до башма­
ка последующей колонны долотами одного размера;

в)  поддерживать скорость восходящего потока в затрубном простран­
стве не менее 1,5 м/с;

г)  подавать бурильную колонну на забой плавно, без рывков;

д) избегать значительных колебаний плотности бурового раствора;

е)  перед подъемом бурильной колонны утяжелять раствор, доводя его
плотность до необходимой, если в процессе бурения произошло ее сни­
жение;

ж)  не допускать длительного пребывания бурильной колонны без дви­
жения.

Набухание происходит при прохождении глин, уплотненных глин, в

отдельных случаях аргиллитов (при значительном содержании минералов типа монтмориллонита). В результате действия промывочной жидкости и ее фильтрата глина, уплотненная глина и аргиллиты набухают, сужая ствол скважины. Это приводит к затяжкам, посадкам, недохождениям до забоя и часто к прихватам бурильного инструмента.

Основными мерами предупреждения и ликвидации набухания явля­ются:

1) бурение в зоне возможных сужений с промывкой утяжеленными
растворами, в фильтрате которых содержатся химические вещества, спо­
собствующие увеличению предельного напряжения сдвига и уменьшению
структурно-адсорбционных деформаций;

2)      правильная организация работ, обеспечивающая высокие скорости
бурения;

3)      после приготовления бурового раствора, отвечающего требованиям,
указанным в п.  1, следует заполнить им скважину и выждать некоторое
время,  необходимое для протекания физико-химических процессов.  Это
нужно делать потому, что процесс бурения связан с резкими колебаниями
давления при спускоподъемных операциях;

4)      выполнение рекомендаций б, в, г, д, е и ж, перечисленных выше,
как меры предупреждения и ликвидации обвалов (осыпей).

Ползучесть — этот вид осложнения происходит при прохождении вы­сокопластичных пород (глин, глинистых сланцев, песчанистых глин, аргил­литов, ангидрита или соляных пород), склонных под действием возникаю­щих напряжений деформироваться со временем, т.е. ползти и выпучивать­ся в ствол скважины. В результате недостаточного противодавления на пласт глина, песчаные глины, ангидриты, глинистые сланцы или соляные породы ползут, заполняя ствол скважины. При этом кровля и подошва пла­ста (горизонта) — глины, глинистых сланцев или соляных пород — сложе­ны устойчивыми породами, не склонными к ползучести. Осложнение мо­жет происходить и вследствие того, что кровля и подошва пласта (горизон­та) глины или аргиллита ползет, выдавливая последние в скважину. При этом кровля и подошва пласта (горизонта) глины, глинистых сланцев или аргиллита сложены породами (например, соляными), склонными к ползуче­сти. Явление ползучести особенно проявляется с ростом глубины бурения и с увеличением температуры пород. Характерными признаками ползуче­сти являются затяжки, посадки бурильной колонны, недохождение буриль­ной колонны до забоя; иногда прихват и смятие бурильной или обсадной колонны.

Основными мерами предупреждения и ликвидации ползучести явля­ются:

1) разбуривание отложений, представленных породами, склонными к
ползучести, с промывкой утяжеленными буровыми растворами;

2)      правильная организация работ, обеспечивающая высокие скорости
бурения;

3)      использование при бурении вертикальных скважин такой компо­
новки бурильной колонны, при которой искривление скважин не допуска­
ется;

4)      при цементировании обсадных колонн подъем цементного раствора
в затрубном пространстве производить на 50—100 м выше отложений, ко­
торые представлены породами, склонными к ползучести.

Желобообразование может происходить при прохождении любых по-

род, кроме очень крепких. Основные причины желобообразования — большие углы перегиба ствола скважины, большая масса единицы длины бурильной колонны, большая площадь контакта бурильных труб с горной породой. Особенно часто желоба вырабатываются при проводке искрив­ленных и наклонно направленных скважин. Характерные признаки обра­зования в скважине желоба — проработки, посадки, затяжки, прихваты, а также заклинивание бурильных и обсадных труб. Опыт бурения показал, что желобообразование происходит не сразу, а постепенно с ростом числа рейсов бурильного инструмента. Установлено, что образование желобов при использовании утяжеленного бурового раствора характеризуется меньшей интенсивностью, чем в процессе применения необработанного глинистого раствора. В условиях желобообразования опасность заклинива­ния возрастает, если диаметр бурильных труб превышает ширину желоба в 1,14-1,2 ðàçà.

Основными мерами предупреждения и ликвидации желобообразова­ния являются:

1) использование при бурении вертикальных скважин такой компо­
новки бурильной колонны, при которой искривление скважин сводится к
минимуму. Недопущение различных азимутальных изменений;

2)       стремление к максимальной проходке на долото; там, где целесооб­
разно, переход на бурение алмазными долотами;

3)       использование предохранительных резиновых колец;

4)       при прохождении уплотненных глин, аргиллитов, глинистых сланцев
в целях предупреждения желобообразования, которое может предшество­
вать обвалам (осыпям), соблюдение всех рекомендаций, перечисленных как
меры предупреждения обвалов (осыпей);

5)       при бурении наклонно направленных скважин для предупреждения
заклинивания труб в желобах стремление к тому, чтобы отношение наруж­
ного диаметра спускаемых труб к диаметру желоба было не менее 1,35 —
1,40.

Растворение происходит при прохождении соляных пород. Соляные породы, слагающие стенки скважины, растворяются под действием потока жидкости. Характерным признаком растворения соляных пород является интенсивное кавернообразование, а в особо тяжелых случаях — потеря ствола скважины.

Устойчивость (по отношению к растворению) стенок скважины, сло­женных однородными соляными породами, независимо от скорости восхо­дящего потока может быть достигнута лишь при условии полного насыще­ния промывочной жидкости солью (соль, содержащаяся в растворе, должна быть такой же, как соль, из которой сложены стенки скважины). При не­большой мощности неоднородных солей основной мерой предупреждения их растворения является максимальное форсирование режима бурения с последующим спуском колонны и ее цементированием. При большой мощности неоднородных солей наиболее надежное средство предотвраще­ния их интенсивного растворения — бурение с применением безвод­ных промывочных жидкостей. Хорошие результаты дает использование солестойких буровых растворов и растворов, приготовленных из палыгор-скита.

Потеря устойчивости горных пород вызывает увеличение диаметра ствола против его номинального диаметра, соответствующего диаметру до­лота. Наличие интервалов с увеличенным диаметром ствола можно опреде-

лить по кавернограмме, которую получают с помощью специального при­бора — каверномера.

Кавернозность стволов скважин, как правило, увеличивается во вре­мени.

Критерием величины осыпания пород служит коэффициент каверно-образования

К = Vô/Vò,

где Уф — фактический объем ствола скважины в интервале осыпи пород, м3; VT — теоретический объем ствола в этом же интервале.

Во второй половине 50-х годов XX в. Ю.В. Вадецкий предложил ис­пользовать многократную кавернометрию для оценки устойчивости горных пород. С тех пор этот способ широко применяют в практике бурения скважин на нефть и газ. Многократная кавернометрия позволяет судить о состоянии ствола скважины в процессе бурения, определять эффектив­ность используемых методов для предотвращения осложнений, разрабаты­вать мероприятия по предотвращению осложнений, связанных с наруше­ниями целостности стенок скважин.

Глина

Добавить комментарий

Одним из основных компонентов большинства буровых растворов яв­ляется глина. Для бурения скважин используют бентонитовые, суббентони­товые, палыгорскитовые и каолинит-гидрослюдистые глины.

Бентониты состоят в основном из минералов монтмориллонитовой группы. Кристаллическая решетка — трехслойная (2:1). Пакеты образова­ны из алюмокислородного слоя октаэдрического (монтмориллонит, нонтро-нит, бейделлит) или триоктаэдрического (сапонит, гекторит) строения, за­ключенного между тетраэдрическими кремнекислородными слоями, вер­шины которых повернуты к внутреннему слою.

Верхние и нижние плоскости элементарных пакетов покрыты атомами кислорода, поэтому при их соприкосновении возникают лишь слабые Ван-дер-Ваальсовы силы. В связи с этим при смачивании глины молекулы воды или другой полярной жидкости легко проникают в межпакетное простран­ство, вызывая его увеличение с 0,96 до 2,14 нм. При этом происходит зна­чительный рост объема глины (набухание) и диспергирование ее до эле­ментарных частиц.

Частицы бентонитовой глины имеют чешуйчатое, пластинчатое строе­ние. Линейные размеры их находятся в пределах 0,01 —0,4 мкм и примерно в 10—100 раз превышают их толщину. Удельная поверхность 1 г
бентонита очень высока (табл. 7.10). Способность к набуханию обратима. Толщина водных слоев между пакетами зависит от природы обменных катионов.

Величина обменного комплекса у монтмориллонита составляет (80+150) 10~3 моль на 100 г сухой глины. Состав обменных катионов, адсор-

Таблица 7.10

Физико-химические характеристики глинистых минералов

Глинистые минера­лы

Объемная ем­кость, 10~3 моль/100 г

SiO2/R2O3

Эффективная удельная поверх­ность, м2/г

Теплота смачива­ния, кДж/г

Каолинит

3-15

2-3

20-80

2-13

Галлуазит

5-10

2-3

100-170

—

Иллит

10-40

3-4

400-500

42-55

Сепиолит,       атта-

20-30

2,1-2,5

800-1000

46-122

пульгит,   палыгор-

 

 

 

 

скит

 

 

 

 

Монтмориллонит

80-150

4-7

450-900

46-122

Вермикулит

100-150

4-7

—

105-126

бированных на плоскостях и гранях пакетов, может быть преимущественно представлен как Na+, K+, так и Са2+ и Мд2+. Двухвалентные катионы уве­личивают силу притяжения между пакетами, поэтому Са-бентонит хуже диспергируется и набухает. Наиболее целесообразно использовать бенто­ниты с высокой емкостью обмена с преимущественным содержанием Na+. Такие бентониты образуют суспензии с требуемыми структурно-реологическими свойствами при относительно низкой концентрации твер­дой фазы.

Палыгорскит (аттапульгит) — водный алюмосиликат магния, имею­щий слоисто-ленточное строение. Кристаллическая структура палыгорскита напоминает структуру амфибола и образует цеолитоподобные каналы раз­мером 0,64 — 0,37 нм. Обменная емкость палыгорскита невысока — (20-5-30) 10~3 моль на 100 г глины, что объясняется трудностью обмена ионов, прочно связанных с элементами структуры внутри цеолитоподобных кана­лов, на долю которых приходится значительная часть поверхности минера­ла. Частицы палыгорскита имеют игловидную форму: 1,1— 0,6, ширина 0,015 — 0,035, толщина 0,005 — 0,015 мкм. Межчастичное взаимодействие обусловлено механическим зацеплением игольчатых частиц. В связи с этим при производстве порошков необходимо стремиться сохранить игольчатую форму частиц.

Гидрослюды (гидромусковит или иллит) имеют структуру, подобную структуре монтмориллонита. Отличие состоит в большом числе изоморф­ных замещений. В иллите, например, два иона А13+
в октаэдрах могут за­мещаться двумя ионами Мд2+. Дефицит заряда, локализованный в кремне-кислородном слое вблизи поверхности элементарных пакетов, компенсиру­ется необменными катионами К+, размещенными в гексагональных ячей­ках межпакетного пространства. Большая фиксированность пакетов обу­словливает невозможность внедрения между ними полярных жидкостей, а следовательно, и набухания. Обменными являются только катионы, распо­ложенные на краях. Гидрослюдистые минералы преобладают во многих минеральных глинах, применяющихся в качестве местных материалов для буровых растворов.

Каолиниты имеют кристаллическую двухслойную (1:1) решетку без зарядов на поверхности. Элементарные пакеты состоят из слоя кремнекис-лородных тетраэдров и связанного с ним через общие атомы кислорода алюмокислородного слоя диоктаэдрического строения. Атомы кислорода и гидроксиды смежных кремне- и алюмокислородного слоев двух соприка­сающихся пакетов находятся друг против друга и по всей площади доволь­но прочно связаны водородной связью. Поэтому каолинит трудно диспер-

гируется, имеет малую емкость обмена и плохо набухает, так как катионы и вода не могут проникнуть в межпакетное пространство. Частицы каоли­нита — шестиугольные, несколько вытянутые пластинки. Максимальный поперечный размер их 0,3 — 4, толщина 0,05 — 2 мкм.

Широко распространены глины смешанных типов, например гидро­слюды с монтмориллонитом и каолинитом. Коллоидно-химическая актив­ность таких глин (емкость обмена, набухание и др.) зависит от содержания в них монтмориллонита. Основной показатель качества (сортности) глин — выход раствора — количество кубических метров глинистой суспензии с заданной вязкостью и содержанием песка, полученное из 1 т глины. Тех­нические требования к глинам для приготовления глинопорошков и буро­вых растворов регламентируются ТУ 39-044 — 74 (табл. 7.11).

Недостаток существующих технических условий — отсутствие огра­ничений снизу на показатели выхода раствора (4-й сорт), что в принципе позволяет использовать любую низкосортную глину. Техническими усло­виями определяются также методы контроля, правила приемки, транспор­тирования и хранения глин и гарантийные обязательства поставщика.

Технологические свойства различных глин СНГ и США приведены со­ответственно в табл. 7.12 и 7.13.

Все глины по коллоидным свойствам делятся на три группы.

1.  Высококоллоидные бентонитовые глины: саригюхский и черкасский
бентониты  1-го  сорта.  Эти глины создают хорошие структурированные
суспензии при объемной концентрации 3 —4 %, что соответствует выходу
раствора более 10 м3/т.

2.   Глины  средней  коллоидности   —   огланлинский,  черкасский   (2-й
сорт), саригюхский (2-й и 3-й сорта) бентониты, обеспечивающие выход
раствора 10 — 4 м3/т.

3.  Низкоколлоидные глины (дружковская, куганакская, нефтеабадская,
биклянская), дающие выход раствора менее 4 м3/т. Они характеризуются
высоким объемным содержанием твердой фазы в суспензии (14 — 22 %) и
высокой плотностью (1,22—1,35 г/см3).

Для ускорения приготовления буровых растворов используют глины в виде порошков.

Глинопорошок представляет собой высушенную и измельченную при­родную (или с добавкой химических реагентов) глину. Для приготовления буровых растворов применяют глинопорошки из бентонитовых, палыгор-скитовых и гидрослюдистых глин. В процессе производства возможно по­вышение качества глинопорошков путем обработки глин различными реа­гентами во время помола. Лучшие качества бентонитовых глинопорошков,

Таблица  7.11

Показатели качества глин по техническим условиям

 

Показатели

Норма при вязкости 25 с по ПВ-5

Сорт

1

2

3

4

Выход раствора, м3/т, не менее Плотность раствора,   103 кг/м3,  не более Содержание песка, %, не более

10 1,06

6

8 1,08

7

6 1,10

7

>6 >1,11

8

Примечание. Сырье для получения палыгорскитового порошка должно удовлетво­рять требованиям 1-го сорта.

ГлинаТаблица  7.12

Технологические свойства глин (СНГ)

 

 

 

Состав обменных

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

катионов, 10–3
ìîëü/100 ã

 

 

 

Показатели растворов

при вязкости 25 с

по ПВ-5

 

 

Общая обменная

 

 

Коэффи­циент

Выход

 

 

 

 

 

 

Объем­ное со-

Глина

емкость,

* л —3

 

 

коллои-

рас 1 вора ИЗ 1 ò

 

 

 

 

 

 

держа-

 

10 моль/100 г

Са + Мд

Na + K

дально­сти К*

ГЛИНЫ, М3

ρ, ã/ñì3

Φ, ñì3/30 ìèí

сне,,

дПа

СНС,„, дПа

■Ппд,

мПас

то, дПа

ние твердой

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

суспен-

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

çèè, %

Саригюхский

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

бентонит:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1-й сорт

85,49

32,89

43,88

0,85

040,60

1,04

И

14,0

56,80

40,60

603,00

3,00

2-й сорт

73,20

—

—

—

10,5

1,06

12

16,23

45,52

12,0

48,0

4,60

3-й сорт

69,80

—

—

—

7,9

1,08

13

—

18,32

12,6

24,90

5,50

Черкасский    бен-

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

тонит:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1-й сорт

71,54

68,50

3,04

0,89

11,7

1,05

15

94,67

112,94

9,5

42,20

3,41

2-й сорт

68,16

—

—

—

9,8

1,07

14

51,92

85,51

11,5

51,48

4,08

Огланлинский

76,43

—

—

—

10,6

1,05

24

33,38

38,70

17,5

23,40

3,85

бентонит

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Дружковская

29,30

9,30

19,90

0,2

3,4

1,22

53

31,54

33,77

9,5

79,56

12,87

Куганакская    (та-

31,80

131,3713

18,35

0,39

2,9

1,3

30

137,437

137,43

7,0

86,92

15,50

лалаевская)

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Нефтеабадская

24,08

18,80

5,84

0,20

2,0

1,35

33

48,87

54,97

12,0

118,56

23,3

Палыгорскит

29,80

—

—

—

3,48

1,18

19

155,75

161,86

9,0

358,8

12,87

Биклянская

26,82

—

—

—

2,24

1,28

58

33,59

36,65

6,0

122,60

20,80

Глина*К — отношение величины адсорбции метиленовой сини 1 г глины к величине адсорбции 1 г коллоидных частей бентонита.

Таблица  7.13

Технологические свойства различных глин США, испытанных по методике АНИ

 

Глины

Выход раствора, м3/т

Показатель фильтрации, см3 при вязкости 15-10–3 Пас

рН

Гекторит (Калифорния) Na-монтмориллонит   (Вайо­минг) Са-монтмориллонит   (Кали­форния) Са-монтмориллонит (Техас) Иллит (Иллинойс) Каолинит (Джорджия) Аттапульгит (Джорджия) Галлуазит (Колорадо)

25,4 19,9

11,3

2,9 2,1 2,2 16,7 2,7

7,0 11,0

15,0

11,0 57,0 190,0 105,0 35,0

8,6 8,2

8,7

7,5 7,4 7,0 7,1 7,7

например, получают при введении Na2CO3 и акриловых полимеров (М-14, метас).

Эффект модификации выражается в повышении вязкости глинистой суспензии за счет дополнительного диспергирования глины, увеличения объема связанной воды и вязкости дисперсионной среды и усиления геле-образования. Добавки Na2CO3 необходимы для перевода бентонита в Na-форму, которая лучше диспергируется в воде, вследствие чего увеличива­ются активная поверхность бентонита и количество адсорбированного по­лимера, качественно изменяющее характер взаимодействия между контак­тирующими частицами. Такая обработка позволяет повысить выход рас­твора из бентонита с 10 до 18 — 20 м3/т и более.

В соответствии с техническими условиями основным показателем ка­чества (сортности) глинопорошка так же, как и глин, является выход рас­твора (òàáë. 7.14).

Основной показатель качества палыгорскитового порошка — способ­ность его образовывать в насыщенном растворе NaCl устойчивую суспен­зию. Устойчивость суспензии характеризуется величиной отстоя. Показа­тели качества палыгорскитовых порошков приведены ниже.

Âëàæíîñòü, %, íå áîëåå………………………………………………………………………………….. 25

Тонкость помола — остаток на сите № 020К, %, не более…………………………….. 10

Отстой 7%-ной суспензии, содержащей 25 % соли (NaCl) на жидкую фа­
çó, çà 2 ÷, %, íå áîëåå……………………………………………………………………………………. 2

Содержание ïåñêà ÷åðåç 1 ìèí, %, íå áîëåå………………………………………..     1

Таблица  7.14

Показатели качества глинопорошков

 

Показатели

Норма при вязкости 25 с по ПВ-5

Сорт

Высший

1

2

3

4

Плотность   раствора,   103   кг/м3, не более Выход раствора, м3/т, не менее Содержание песка, %, не более

1,043

15 6

1,053

12 6

1,073

9 7

1,100

6 7

>1,100

<6 8

Примечения: 1. Высший и частично первый сорт получают модифицированием глин ЫагСОз и метасом (или М-14) при помоле. 2. Влажность 6—10 %. 3. Остаток на сите по результатам ситового анализа суспензии с сеткой № 0,5 отсутствует, с сеткой № 0075 не бо­лее 10 %.

Требования к качеству бентонитовых порошков, регламентируемые стандартом АНИ, соответствуют получению 17,5 м3
суспензии (21 г
бенто­нита в 350 см3 дистиллированной воды) с эффективной вязкостью 15-10"3
Па-с (при градиенте скорости 1022 с"1) из 1 т глинопорошка. Эти требования представлены ниже.

Предельное динамическое сопротивление сдвигу, Па………………………    1,47

Показатель ôèëüòðàöèè, ñì3………………………………………………………………………………………………      14

Остаток íà ñèòå ¹ 200 (74,36-74,36 ìêì), %…………………………………………    2,5

Содержание влаги после отправки с места изготовления, %……………..    12

Глины и глинопорошки применяют при бурении в качестве: коркооб-разующей и структурообразующей основы для приготовления буровых растворов различных типов; одного из компонентов для приготовления бы-стросхватывающихся смесей (БСС) и гельцементных паст для борьбы с по­глощениями бурового раствора; для приготовления облегченных цементных растворов. В настоящее время комовые местные глины для приготовления буровых растворов используются ограниченно. Каолинитовые глины в чис­том виде для этих целей вообще не применяются.

Глинопорошки имеют следующие преимущества по сравнению с ко­мовыми глинами:

диспергирование (набухание) мелких частиц происходит быстрее и полнее, чем крупных, в связи с чем на приготовление бурового раствора из глинопорошка требуется меньше времени и раствор получается более вы­сокого качества;

транспортировка глинопорошков, особенно на большие расстояния, обходится дешевле;

применение глинопорошков позволяет механизировать и автоматизи­ровать процесс приготовления раствора.

Технически и экономически более выгодно использовать бентонито­вые глинопорошки, дающие большой выход раствора из 1 т, так как они позволяют облегчить и ускорить приготовление бурового раствора, снизить затраты на транспортировку, приготовление и регулирование свойств рас­твора и получить растворы высокого качества с низким содержанием твер­дой фазы, обеспечивающие более высокие технико-экономические показа­тели бурения.

Глинопорошки с низким выходом раствора обычно требуются, когда необходимо получить большую плотность и пренебречь вязкостью и кор-кообразующими свойствами раствора. Однако использование низкокол­лоидных глинопорошков связано с высоким расходом как глинопорошка, так и химических реагентов и большими затратами времени на приготов­ление растворов. Из низкоколлоидных глинопорошков получаются раство­ры с недопустимо высоким содержанием твердой фазы. Область примене­ния палыгорскитового порошка обусловлена способностью его одинаково хорошо диспергироваться как в пресной, так и в соленой (до насыщения) воде. Основное его назначение — структурообразующий компонент для соленасыщенных буровых растворов.

Для палыгорскитовой глины характерна замедленная пептизация. Форсирование ее механическим диспергированием приводит к поврежде­нию волокон. Поэтому более целесообразна предварительная гидратация палыгорскита в емкости с последующим диспергированием в воде путем предварительного перемешивания.

 

ИНГИБИРУЮЩИЕ РАСТВОРЫ

Добавить комментарий

Для снижения интенсивности перехода выбуренной породы в глини­стый раствор, повышения устойчивости стенок скважины используют так называемые ингибирующие растворы, в состав которых входит неоргани­ческий электролит или полиэлектролит. Снижение размокаемости и дис­пергирования выбуренных шламов достигается в результате:

а)  ввода в суспензию электролита, содержащего поливалентный кати­
он (гипс, хлорид кальция);

б)  добавки солей поливалентных металлов, переводящих растворы в
гидроокиси;

г)  обработки высокощелочными соединениями, увеличивающими гли-
ноемкость буровых растворов;

д)  использования модифицированных лигносульфонатов;

е)  обработки раствора полимерными соединениями.

В практике бурения скважин при разбуривании глинистых пород для уменьшения числа осложнений, связанных с загустеванием раствора, саль-никообразованиями и нарушениями целостности ствола скважины, неред­ко используют высокощелочные глинистые и безглинистые растворы с рН = 11+13. К ним относят растворы, обработанные лигносульфонатами в сочетании с едким натром, известковые, алюминатные, безглинистые, со­лестойкие.

Все высокощелочные системы ограниченно термостойки, и чем выше коллоидность разбуриваемых пород, тем ниже термостойкость раствора.

Химические реагенты-стабилизаторы в высокощелочной среде рабо­тают хуже.

Алюминатные растворы — это буровые глинистые промывочные рас­творы из кальциевой глины, которые содержат ингибирующую добавку — высокощелочной алюминат натрия, стабилизированный лигносульфона-тами.

Алюминатные растворы бывают пресными и соленасыщенными. Пре­сные используют для разбуривания глинистых отложений в условиях не­высоких (до 100 °С) забойных температур. В качестве реагента-стабилизатора используют только ССБ, применяемую совместно с алюми­натом натрия. Алюминатные глинистые растворы (АлГР) обладают устой­чивостью в широком диапазоне хлорнатриевой минерализации и неболь­шими показателями фильтрации.

Для приготовления алюминатного глинистого раствора используют черкасский немодифицированный бентонит или другую кальциевую глину. Преимущество АлГР, приготовленного из кальциевых глин, по сравнению с раствором из натриевых глин следующее: при равном расходе реагентов он имеет меньшие значения показателя фильтрации, вязкости и СНС.

Порядок приготовления АлГР следующий: в воду, содержащую необ­ходимое количество ССБ, добавляют глину и вводят алюминат натрия. В связи с недостаточным выпуском алюмината натрия возможна его замена алюминатом кальция, в качестве которого используют глиноземистый (или гипсоглиноземистый) цемент.

На приготовление 1 м3 АлГР требуется (в кг): глины 500 — 700, воды 765-540, ССБ (50%-ной концентрации) 30-150, NaAlO2 (30%-ной концен­трации) 5 — 30. Плотность получаемого раствора 1,3—1,5 г/см3.

После приготовления раствор следует выдержать не менее суток. Так как плотность алюминатного раствора доходит до 1,5 г/см3, во многих слу­чаях его можно использовать без утяжелителя. Однако приготовить алю-минатный раствор плотностью 1,04—1,08 г/см3
невозможно.

Пенообразование у растворов, содержащих лигносульфонаты, умень­шается с увеличением добавок алюмината натрия и содержания глинистой фазы. Для предотвращения ценообразования в раствор вводят пеногасите-ли (производные жирных кислот, PC, ПЭС, трибутилфосфат и др.).

Известковые растворы с высоким рН — это сложные 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.

Известковые растворы используют при разбуривании высококоллоид­ных глинистых пород и аргиллитов. В результате применения известковых растворов повышается их глиноемкость, снижаются пептизация выбурен­ной глины, набухание и вспучивание сланцев, слагающих стенки скважи­ны, уменьшается опасность прихватов.

В отличие от алюминатных известковые растворы — ограниченной со-лестойкости (до 5 % по NaCl).

Основной недостаток известковых растворов — невысокая термостой­кость (100-120 °Ñ).

На приготовление 1 м3 известкового раствора (в пересчете на сухое

вещество) требуется (в кг): глины 80—120, УЩР 5—10, лигносульфоната 50 — 30, каустика 5 — 3, воды 913 — 915, утяжелителя — до получения раство­ра требуемой плотности.

Снижение фильтрации достигается добавками 1—3 кг/м3 КМЦ (или гипана) или 20 — 30 кг/м3 КССБ-4.

Значения показателей растворов могут изменяться в широких преде­лах: плотность 1,08 — 2,2 г/см3, условная вязкость 18 — 30 с, показатель фильтрации 4 — 8 см3/30 мин, CHCi = 6+24 дПа, рН = 11+12,5. Содержание извести в растворе должно составлять 3 — 5 г/л, содержание ионов кальция в фильтрате раствора — 100 — 300 мг/л.

Для приготовления известкового глинистого раствора глинопорошок необходимо предварительно продиспергировать в пресной воде с добавкой УЩР, влить воду, щелочной раствор лигносульфоната (ССБ, окзил или др.) и ввести известь в виде пушенки или известкового молока. Для приготов­ления известкового раствора можно использовать пресный раствор.

Для перевода раствора в известковый основное значение имеют кон­центрация глинистой фазы и ее коллоидность. Известкование осуществля­ется 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 (по ПВ-5) 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.

Известковые растворы применяют до температуры 100— 120 °С.

Безглинистые солестойкие растворы (БСК) состоят из бурого угля, каустической соды, воды и гидроксида поливалентного металла; применя­ются при проводке скважин, осложненных наличием хемогенных отложе­ний, осыпающихся и склонных к обвалам терригенных пород.

Крепящее действие основано на образовании в определенных темпе­ратурных условиях нерастворимых в воде цементирующих веществ — гид­росиликатов и гидроалюминатов двухвалентных металлов. При отсутствии двухвалентных катионов в буровом растворе и разбуриваемых породах происходит только химическое разрушение щелочью глинистых минералов без связывания продуктов разрушения в нерастворимые соединения. При отсутствии каустической соды и наличии только ионов кальция буровой раствор превращается в разновидность кальциевого раствора.

Крепящий эффект раствора БСК лучше проявляется при достаточно высокой концентрации каустической соды (не менее 0,2 %) и избытке в жидкости нерастворенного гидроксида двухвалентного металла — Са(ОН)2, Ва(ОН)2 и др.

Недостатки этих растворов — низкая термостойкость и высокая ще­лочность. Так как при использовании данного раствора не исключен пере­ход в него выбуренной породы, то возможно сильное загустевание и даже затвердение раствора.

Основные материалы для приготовления раствора БСК — бурый уголь или торф, каустическая сода и гидроксид двухвалентного металла. В на­чальной стадии приготовления необходимы повышенные концентрации каустической соды при насыщении системы гидроксидом кальция и неко­тором его избытке. Количество бурового угля при приготовлении жидкости может меняться в зависимости от того, заменяется ли система глинистого

раствора полностью или используется часть глинистого раствора, находя­щегося в скважине.

Для приготовления 1 м3 БСК требуется (в кг): бурового угля 300 — 400, каустической соды 15 — 20, известкового молока (плотностью 1,1 — 1,12 г/см3) 90—100, воды 750 — 700. При использовании части глинистого раствора на 1 м3 расходуется 50—150 кг бурового угля, 10 — 15 каустической соды, 15 — 45 л известкового молока.

Вязкость БСК зависит от количества введенного бурового угля. Вслед­ствие высокой щелочности (рН = 13+14) раствор термостоек до 100 °С.

Кальциевые растворы — ингибирующие глинистые промывочные рас­творы, содержащие кроме глины, воды, нефти и утяжелителя, реагентов-понизителей вязкости, фильтрации и регуляторов щелочности специальные вещества — носители ионов кальция.

Действие их заключается в основном в предотвращении перехо­да выбуренной глины в натриевую форму, в переводе натриевой гли­ны в кальциевую, в результате чего снижаются гидратация и набухание сланцев.

Известковый раствор с низким рН — кальциевый буровой раствор, содержащий в качестве ингибитора-носителя ионов кальция гидроксид кальция, более высокая растворимость которого обеспечивается понижен­ным значением рН раствора (9 — 9,5), предназначен для разбуривания гли­нистых отложений; термостоек до 160 °С.

В процессе бурения контролируют содержание кальция в фильтрате, содержание извести в растворе и рН раствора.

На приготовление 1 м3
известкового раствора с низким рН требуется (в кг): глины 80 — 200, лигносульфонатного реагента 20 — 30, пеногасителя 3, полимерного реагента 5—10, воды 915 — 867, известкового молока (плотно­стью 1,10—1,12 г/см3) 3 — 6, утяжелителя — до получения раствора необхо­димой плотности.

Технологические показатели могут изменяться в широких пределах: плотность 1,04 — 2,2 г/см3, условная вязкость 25 — 40 с, показатель фильтра­ции 4-8 см3/мин, CHCi = 12+60 дПа, СНСю = 30+90 дПа, рН = 8,5+9,5.

Основные характеристики раствора следующие: содержание извести должно поддерживаться в пределах от 0,5 до 1 г/л, содержание ионов каль­ция в фильтрате — 500 — 600 мг/л.

Гипсоизвестковый раствор — ингибирующий кальциевый раствор, со­держащий в качестве носителя ионов кальция гипс и гидроксид кальция.

Добавка гипса (алебастра) в раствор составляет 20 — 25 кг/м3. Содер­жание растворимого кальция зависит от качества гипса, используемых лигносульфонатов, рН бурового раствора и может быть в пределах от 700 до 3000 ìã/ë.

Гипсовые растворы предназначены для разбуривания высококоллоид­ных глинистых пород в условиях высоких забойных температур (до 160 °С).

На приготовление 1 м3
гипсоизвесткового раствора необходимо (в кг): глины 80-200, воды 950-900, окзила (или ФХЛС) 5-10, Са(ОН)2 (или КОН) — 2-3, КМЦ 3-5, Na2Cr2O7 (или К2Сг2О7) 0,5-1, гипса (или алеба­стра) 15 — 20, пеногасителя 3 — 5, утяжелителя — до получения раствора не­обходимой плотности.

Показатели раствора: плотность 1,04 — 2,2 г/см3, условная вязкость 25 — 40 с, показатель фильтрации 3 — 6 см3/30 мин, CHCi = 12+60 дПа, СНСю = = 30÷90 äÏà, ðÍ = 8,5÷9,5.

Хлоркальциевый раствор (ХКР) — ингибирующий кальциевый рас­твор, содержащий в качестве ингибирующей добавки хлорид кальция.

Установлено, что оптимальное содержание катионов кальция, при ко­тором достигается ингибирование, составляет 3000 — 5000 мг/л. Хлоркаль-циевые растворы наиболее эффективны при разбуривании аргиллитов. Присутствие в фильтрате бурового раствора ионов кальция способствует значительному сокращению осыпей и обвалов при разбуривании неустойчивых аргиллитоподобных отложений.

Из-за отсутствия эффективных кальциестойких реагентов термостой­кость раствора ограничена (100 °С).

В процессе бурения контролируют содержание кальция в фильтрате и общую минерализацию.

Готовят глинистую суспензию на пресной воде, которую обрабатыва­ют КМЦ и КССБ. Одновременно с КССБ в раствор добавляют пеногаси-тель. После получения оптимальных показателей (вязкость 25 — 30 с, CHCi = 12+24 дПа, СНСШ = 30+60 дПа, показатель фильтрации 3-5 см3/30 мин) раствор обрабатывают хлоридом кальция и известью.

На приготовление 1 м3 раствора требуется (в кг): глины 80 — 200, КССБ 5-70, ÊÌÖ (èëè êðàõìàëà) 10-20, CaCl2
10-20, Ñà(ÎÍ)2 3-5, NaOH 3-5, воды 920 — 870, пеногасителя 5—10.

Калиевые растворы содержат в качестве ингибирующих электролитов соединения калия. Действие калиевых растворов обусловлено насыщением ионами калия глинистых минералов. Наиболее быстрое насыщение глин ионами калия происходит при рН = 9+10.

Калиевые растворы эффективны при бурении неустойчивых глини­стых сланцев. Существует ряд разновидностей калиевых растворов, разли­чающихся составом и некоторыми свойствами.

Хлоркалиевые растворы содержат в качестве ингибирующего элек­тролита хлорид калия, а в качестве регулятора щелочности — гидроксид калия. Раствор предназначен для эффективного повышения устойчивости стенок скважины при бурении в неустойчивых глинистых сланцах различ­ного состава.

На приготовление 1 м3 хлоркалиевого раствора требуется (в кг): глины 50-100, КС1 30-50, полимера (КМЦ, М-14, метас, крахмал) 5-10, КССБ 30 — 50, КОН 5—10, пеногасителя 2 — 3, воды 940 — 920, утяжелителя — до получения раствора необходимой плотности.

Показатели раствора: плотность 1,08 — 2 г/см3, условная вязкость 25 — 40 с, показатель фильтрации 4 — 8 см3/30 мин, CHCi = 12+60 дПа, СНСю = = 36÷120 äÏà, ðÍ = 9÷9,5.

Основной показатель качества — содержание хлорида калия в фильт­рате, которое в большинстве случаев должно иметь значения от 30 до 70 г/л, однако в зависимости от условий бурения может быть увеличено до 150 ã/ë.

Калиево-гипсовый раствор содержит в качестве ингибирующих элек­тролитов соединения калия и кальция, в частности гипс. В отличие от хлоркальциевого такой раствор менее подвержен коагуляционному загус-теванию, его ингибирующее действие сильнее.

Калиево-гипсовые растворы используют для разбуривания высококол­лоидальных глин, когда хлоркалиевый раствор недостаточно эффективен. Термостойкость зависит от используемого защитного реагента, но не пре­вышает 160 °Ñ.

На приготовление 1 м3
калиево-гипсового раствора требуется (в кг): глины 60-150, окзила (КССБ-4) 30-50, КМЦ (крахмала) 5-10, КС1 10-30, КОН 5-10, гипса (CaSO4) 10-15, пеногасителя 2-3, воды 930-890, утяже­лителя — до получения раствора необходимой плотности.

Показатели раствора: плотность 1,08 — 2,2 г/см3, условная вязкость 20 — 30 с, показатель фильтрации 4 — 8 см3/30 мин, CHCt = 6+36 дПа, СНСю = = 12÷72 äÏà, ðÍ = 8÷9.

Основные показатели качества, определяющие назначение раство­ра, — содержание хлорида калия в фильтре (30 — 70 г/л) и ионов кальция (1000-1200 ìã/ë).

Растворы, обработанные солями трехвалентных металлов. С увеличе­нием валентности обменных катионов снижаются гидратация и набухае-мость глинистых сланцев, повышается их устойчивость.

Ионы алюминия, хрома и железа адсорбируются на глинистых мине­ралах более прочными связями, чем другие обменные катионы, при этом общая обменная емкость глинистых минералов снижается. Однако все на­званные выше катионы существуют только в кислой среде (рН < 4). При повышении щелочности соли алюминия, хрома и железа переходят в не­растворимые в воде гидроксиды соответствующих металлов.

Буровые растворы имеют рН = 7, поэтому добавляемые в раствор со­ли переходят в гидроксиды, а при высоких значениях рН — в растворимые соединения, в которых трехвалентные металлы находятся в виде анионов.

Алюминизированныи раствор содержит в качестве ингибирующеи до­бавки соли алюминия, переходящие в растворе в гидроксид алюминия. Термостойкость раствора достигает 200 °С и выше.

Для приготовления раствора используют высококоллоидальную и ко­мовую глины, сернокислый или хлористый алюминий, гидроксид натрия. В качестве разжижителя применяют модифицированные хромлигносульфо-наты (окзил, ОССБ и др.). Снижение фильтрации достигается вводом по­лимерного реагента — КМЦ, метаса, М-14, гипана и др.

На приготовление 1 м3 такого раствора требуется (в кг): глины 60— 150, соли алюминия 3 — 5, КМЦ (или 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 рН бурового раствора, обработанного солями алюминия, находятся в пределах от 8,5 до 9,5.

Алюмокалиевыи раствор содержит в качестве ингибирующеи добавки алюмокалиевые квасцы и гидроксид калия; рН таких растворов поддержи­вается близким к нейтральному. Ингибирующее действие этого раствора выше, чем алюминизированного. Он может использоваться и для разбури-вания увлажненных глинистых отложений.

Раствор готовят аналогично алюминизированному. В качестве ингиби­рующеи добавки вводят алюмокалиевые квасцы, гидроксид калия, бихро-мат калия.

На приготовление 1 м3 раствора требуется (в кг): глины 60—150, KAl(SO4)2 3-5, KOH 1-3, K2Cr2O7
0,3-0,5, âîäû 960-920, îêçèëà 20-30, метаса (или М-14) 3 — 5, утяжелителя — до получения раствора требуемой плотности.

Силикатные растворы содержат в качестве ингибирующеи добавки силикат натрия. Они применяются для повышения устойчивости ствола скважины при разбуривании осыпающихся пород. Принцип упрочнения

сланцев основан на легком проникновении жидкого стекла в трещины и поры стенок скважины и быстром выделении геля кремниевой кислоты, цементирующей поверхность ствола.

Растворы не пригодны при разбуривании мощных отложений гипсов и ангидритов.

Силикатный раствор готовят из предварительно гидратированного в пресной воде глинопорошка, в который вводят У1ЦР, КМЦ, силикат натрия.

Для приготовления 1 м3 силикатного раствора требуется (в кг): глины 80-100, âîäû 935-900, ÓÙÐ 30-50, Na2SiO3 20-40, ÊÌÖ (èëè Ì-14) 5-10, утяжелителя — до получения раствора требуемой плотности.

Показатели раствора: плотность 1,05 — 2 г/см3, условная вязкость 20 — 40 с, показатель фильтрации 4 — 8 см3/30 мин; CHCt = 9+45 дПа, рН = = 8,5+9,5. Оптимальное значение рН, при котором раствор считается тер­мостойким, находится в диапазоне 8,5 — 9,5. Повышение структурно-механических характеристик достигается вводом пасты, приготовленной из бентонитового глинопорошка с добавкой УЩР.

Гидрофобизирующие растворы содержат в качестве ингибирующих добавок вещества, вызывающие гидрофобизацию глинистых пород, крем-нийорганические соединения или соли высших жирных или нафтеновых кислот. Эти соединения адсорбируются на глинистых минералах, создавая гидрофобный барьер, препятствующий контактированию глин с дисперси­онной средой (водой).

Существует ряд разновидностей растворов гидрофобизирующего дей­ствия.

Растворы с кремнийорганическими соединениями содержат в качестве ингибирующей добавки кремнийорганические соединения (например, ÃÊÆ-10, ÃÊÆ-11).

В состав раствора кроме ГКЖ входят вода, глина и полимерный реа­гент — понизитель фильтрации, в качестве которого используют КМЦ, КССБ; ПАА и др. Защитные реагенты КМЦ, КССБ, полиакриламид в соче­тании с кремнийорганической жидкостью проявляют высокое стабилизи­рующее действие на коллоидную фазу бурового раствора. Растворы, обра­ботанные защитными реагентами и ГКЖ, являются термостойкими.

Раствор готовят непосредственно в процессе бурения при циркуляции технической воды через скважину. При использовании ПАА предваритель­но, за 1—2 сут до начала бурения, готовят комплексный реагент, в котором ПАА и ГКЖ берут в соотношении 1:20 (в пересчете на 6%-ный ПАА марки АМФ это составляет 1:6, а на товарный ПАА: ГС — 1:10).

Состав реагента (в кг): ПАА (в пересчете на сухое вещество) 2 — 3, кремнийорганическая жидкость (ГКЖ-10, ГКЖ-11) 40-60, вода 958-937.

Для приготовления реагента в расчетное количество воды добавляют ГКЖ и полученную смесь перемешивают до однородного состояния.

При использовании ГКЖ в сочетании с КМЦ или КССБ раствор обра­батывают путем раздельного ввода реагентов. Вначале в воду добавляют 0,3 — 0,35 % ГКЖ, а затем по мере обогащения воды глинистой фазой рас­твор стабилизируют КМЦ или КССБ.

Свойства раствора: плотность 1 — 1,24 г/см3, вязкость 25 — 30 с, показа­тель фильтрации 5-8 см3/30 мин, CHQ = 12+60 дПа, СНСю = 27+90 дПа, рН = 8÷9.

Раствор, обработанный мылами жирных кислот, содержит в качестве добавок алюминиевые мыла высших жирных и нафтеновых кислот, обес-

печивающих ингибирование и гидрофобизацию. При взаимодействии ще­лочных мыл с катионами трехвалентных металлов (железа, алюминия) об­разуются нерастворимые в воде, но химически активные мыла, которые в зависимости от рН среды могут быть одно-, двух- и трехзамещенные.

Готовят раствор из предварительно гидратированного в пресной воде глинопорошка. Полученную суспензию обрабатывают полимерным реаген­том, вводя смесь нафтената алюминия с нефтью.

Для приготовления 1 м3 глинистого раствора требуется (в кг): глины 30 — 80, полимерного реагента (КМЦ, глина, метас, М-14) 3 — 5, ОП-10 10 — 7 (при необходимости утяжеления), воды 875 — 888, смеси СНАН (мылонафт, квасцы, нефть в соотношениях 2:0, 6:1) 100 — 70.

Свойства раствора: плотность 1,06—1,18 г/см3, вязкость 18 — 20 с, пока­затель фильтрации 3-5 см3/30 мин, CHCi = 6+18 дПа, СНСю = 12+24 дПа, рН = 8÷9.

БУРОВЫЕ РАСТВОРЫ НА ВОДНОЙ ОСНОВЕ

Добавить комментарий

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.