Посмотрите также другие разделы нашего сайта!!!

Литература
много книг по нефти и газу

Программы нефтегазового комплекса

Медиафайлы про нефть

Анекдоты про нефтяников

Знакомства для буровиков

Всё про нефть и газ / Литература(каталог книг)

ВНИМАНИЕ

В текстах книг представленных на сайте в интернет формате очень много ошибок, не читаются рисунки, графики разбиты, это связанно с некачественной перекодировкой конвекторов из PDF формата и HTML.

Если Вам необходимы качественный текст с рисунками и графиками - то скачиваите книги с нашего сайта в формате PDF.

ссылка для скачивания книги или главы в формате PDF находится внизу страницы.

анекдоты

программы

истории

Ё1Ф ,t 5

AieeQoO ёёёаб^ёодбб ёАё iQeeo

§ 1. iae6 A ieeQ 6 i ёАё iQeeeQ a ieaeQaii aieeaaO^O^aii

Буровые растворы выполняют функции, которые определяют не только успешность и скорость бурения, но и ввод скважины в эксплуатацию с максимальной продуктивностью. Основные из этих функций - обеспечение быстрого углубления, сохранение в устойчивом состоянии ствола скважины и коллекторских свойств продуктивных пластов.

Выполнение указанных функций зависит от взаимодействия раствора с проходимыми породами. Характер и интенсивность этого взаимодействия определяются природой и составом дисперсионной среды. По составу этой среды буровые растворы делятся на три типа: растворы на водной основе, растворы на нефтяной основе и газообразные агенты.

На рис. 5.1 приведена классификация буровых растворов, учитывающая природу и состав дисперсионной среды и дисперсной фазы, а также характер их действия.

Тип бурового раствора, его компонентный состав и границы возможного применения устанавливают исходя из их геологических условий: физико-химических свойств пород и содержащихся в них флюидов, пластовых и горных давлений, забойной температуры.

§ 2. A ieeQoO ёАё ??ёёо <рА QeNcpea ёёсрё^б

Применение технической и морской воды в качестве бурового раствора связано в этом случае с наличием благоприятных для процесса бурения свойств. В результате использования технической и морской воды вместо глинистого раствора проходка на долото повышается на 15 — 20 %, а механическая скорость проходки — на 25 — 40 %.

178

Рис. 5.1. Классификация буровых растворов

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 карбо-натно-песчаного комплекса, а также в гипсах и других отложениях.

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

НЕСТАБИЛИЗИРОВАННЫЕ ГЛИНИСТЫЕ СУСПЕНЗИИ И СУСПЕНЗИИ ИЗ ВЫБУРЕННЫХ ПОРОД

Эти растворы представляют собой водные суспензии, образованные в процессе бурения путем “самозамеса" из разбуриваемых пород.

Нестабилизированные глинистые суспензии и суспензии из выбуренных пород применяют в основном при бурении с поверхности в сравнительно 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, условная вязкость 25-50 с, показатель фильтрации, СНС и рН не регламентируются.

В процессе бурения показатели нестабилизированных глинистых суспензий из выбуренных пород регулируются разбавлением водой.

ГУМАТНЫЕ РАСТВОРЫ

К этому виду относится буровой глинистый раствор, стабилизированный углещелочным реагентом (УЩР). Применяют такой раствор при бурении в сравнительно устойчивом разрезе, в котором отсутствуют набухающие и диспергирующиеся глинистые породы. Допустимая минерализация для гумат-ных растворов не более 3 %, термостойкость их в этих условиях не превышает 120— 140 "С. В отсутствие минерализации фильтрация гуматных растворов остается небольшой даже

180

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, Na2C03 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, СНС^ = 18-нбО дПа, СНС10 = 36н-120 дПа, показатель фильтрации 4-10 см3/30 мин, рН = 9-5-10.

На повторные обработки в процессе бурения требуется 3-5 кг УЩР на 1 м3 раствора. УЩР совместим с большинством реагентов (полиакрилатами, лигносульфонатами, КМЦ), для предотвращения загустевания при забойных температурах выше 100 °С раствор обрабатывают УЩР в сочетании с хроматами (0,5-1 кг на 1 м3 раствора).

ЛИГНОСУЛЬФОНАТНЫЕ РАСТВОРЫ

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 ингибирующе-го эффектов. Ингибирующее действие кальциевой ССБ в пресных растворах мягче, чем действие извести. 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 лигносульфонатного 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, CHQ = бн-45 дПа, СНС10=12н-90 дПа, рН = 8-5-10.

181

ХРОМЛИГНОСУЛЬФОНАТНЫЕ РАСТВОРЫ

Хромлигносульфонатные растворы - буровые глинистые растворы, стабилизированные хромлигносульфонатными

(феррохромлигносульфонатными) 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 °С).

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

На приготовление 1 м3 раствора только на основе хром-лигносульфонатных реагентов (в пересчете на сухое вещество) необходимо (в кг): глины 80-200, окзила (или ФХЛС) 10-20, КССБ-4 40-30, NaOH 2-5, Na2Cr207 или (или К2Сг207) 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, CHQ = бн-45 дПа, СНС10 = 12н-90 дПа, рН = 9-s-lO.

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, CHQ = 18-нбО 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 хромлигносульфонатного раствора аналогично лиг-носульфонатному. Показатель фильтрации регулируется добавками полимерного реагента (0,5 — 1 кг реагента на 1 м3 бурового раствора).

182

ПОЛИМЕРНЫЕ НЕДИСПЕРГИРУЮЩИЕ РАСТВОРЫ

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 недиспергиру-ющих растворов — предотвращение обогащения их выбуренной породой. Поэтому в состав раствора вводят специальные реагенты-флокулянты селективного действия (например, гидролизованный полиакриламид - ПАА), флокулирую-щие 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 кар-бонатно-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 гидролизованного ПАА, улучшающего реологические свойства воды и ее выносящую способность и флокули-рующего 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, метас) 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, СНС! = 12-нбО дПа, СНС10 = 24н-90 дПа, рН = 8*9. Один из

183

основных показателей качества полимерного недиспергиру-ющего 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 л/м3.

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 (10н-15)106 молекулярной массы (ПАА) выполняет функции флокулянта и ингибитора глин, другой - средней (2н-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-дефло-кулянты (НТФ, ПАК).

й -1Ё~$ 5.1 Полимерные недиспергирующие растворы на основе акриловых полимеров

Тип
Номер состава

1
2
3

Реагент
Содержа-
Реагент
Содержа-
Реагент
Содер-

ние, %

ние, %

жание, %

Ингиби-
ПАА
0,025-0,03 РКП
0,1-0,2
ГКЖ-10,
0,4

тор глин



ГКЖ-11

Понизи-
Сайпан,
0,125-0,15
0,1-0,2
М-14
0,2

тель филы
- гипан,

рации, за-
НР-5

густитель

Разжижи-
НТФ
0,05-0,1 ПАК
0,05-0,1
НТФ
0,05-0,1

тель-дефлс
-

кулянт

184

Типичные рецептуры полимерных недиспергирующих растворов на основе акриловых полимеров приведены в табл. 5.1.

§ 3. ИНГИБИРУЮЩИЕ РАСТВОРЫ

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 гяламов достигается в результате:

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

б) добавки солей поливалентных металлов, переходящих в растворе в гидроокиси;

г) обработки высокощелочными соединениями, увеличивающими глиноемкость 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 загус-теванием раствора, сальникообразованиями и нарушениями целостности ствола скважины, нередко используют высокощелочные глинистые и безглинистые растворы с рН = = 11 + 13. К ним относят растворы, обработанные лигносуль-фонатами в сочетании с едким натром, известковые, алюми-натные, безглинистые, солестойкие.

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

Химические реагенты-стабилизаторы в высокощелочной среде работают хуже.

АЛЮМИНАТНЫЕ РАСТВОРЫ

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

Алюминатные растворы бывают пресными и соленасы-щенными. Пресные алюминатные растворы используют для разбуривания глинистых отложений в условиях невысоких (до 100 °С) забойных температур. В качестве реагента-

185

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 гипсо-глиноземистый) цемент.

На приготовление 1 м3 АлГР требуется (в кг): глины 500-700, воды 765-540, ССБ (50 %-ной концентрации) 30-150, NaA102 (30 %-ной концентрации) 5-30.

Получаемый раствор имеет плотность 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 алюминатный раствор плотностью 1,04—1,08 г/см3 невозможно.

Пенообразование у растворов, содержащих лигносульфо-наты, уменьшается с увеличением добавок алюмината натрия и содержания глинистой фазы. Для предотвращения пенооб-разования в раствор вводят пеногасители (производные жирных кислот, PC, ПЭС, трибутилфосфат и др.).

ИЗВЕСТКОВЫЕ РАСТВОРЫ С ВЫСОКИМ рН

Известковые растворы представляют собой 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 глиноем-

186

кость, снижаются пептизация выбуренной глины, набухание и вспучивание сланцев, слагающих стенки скважины, уменьшается опасность прихватов.

В отличие от алюминатных известковые растворы ограниченно солестойки (до 5 % по NaCl).

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

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, CHC^ = = бн-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 гли-нопорошок 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 (табл. 5.2). Для приготовления известкового раствора можно использовать пресный раствор.

й -1Ё~$ 5.2 Плотность известкового молока и содержание в нем СаО и Са(ОН)

Плот-
Содержание СаО, г
Массовая
Плот-
Содержание СаО, г
Массовая

ность,
г/см3


доля Са(ОН)2, %
ность,
г/см3
1,119


доля Са(ОН)2, %

в 100 г
в 1 л 10
в 100 г
в 1 л 160

1,009
0,99
1,31
14,3
18,9

1,017
1,96
20
2,59
1,126
15,1
170
19,95

1,025
2,93
30
3,87
1,133
15,89
180
21

1,032
3,88
40
5,13
1,14
16,67
190
22,03

1,039
4,81
50
6,36
1,148
17,43
200
23,03

1,046
5,74
60
7,58
1,155
18,19
210
24,04

1,054
6,65
70
8,79
1,162
18,94
220
25,03

1,061
7,53
80
9,96
1,169
19,68
230
26,01

1,068
8,43
90
11,14
1,174
20,41
240
26,96

1,075
9,30
100
12,29
1,184
21,12
250
27,91

1,083
10,16
11О
13,43
1,191
21,84
260
28,86

1,09
11,01
120
14,55
1,198
22,55
270
29,8

1,097
11,86
130
15,67
1,205
23,24
280
30,71

1,104
12,68
140
16,76
1,213
23,92
290
31,61

1,111
13,3
150
17,84
1,22
24
300
32,51

187

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.

Применяют несколько способов известкования.

1. Последовательный ввод в глинистый раствор щелочного раствора лигносульфоната (два-три цикла), а затем известкового молока плотностью 1,1-1,12 г/см3. Недостаток этого способа — длительность процесса.

2. Одновременный, но раздельный ввод реагентов - лигносульфоната, каустика и известкового молока. На первичную обработку расходуется 1 -2 % ССБ (50 %-ной концентрации), 0,3-1 % каустической соды (плотностью 1,42 г/см3) и 1-2 % известкового молока (плотностью 1,1-1,12 г/см3); за первый цикл вводят каустическую соду и 1/3 количества ССБ, за последующие два-три 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, 150 л каустической соды плотностью 1,42 г/см3, 225 л известкового молока плотностью 1,1 — 1,12 г/см3; соотношение между компонентами может меняться в зависимости от состава разбуриваемых пород.

Известковые растворы применяют до температуры 100 — 120 "С.

БЕЗГЛИНИСТЫЕ СОЛЕСТОЙКИЕ РАСТВОРЫ (БСК)

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 ка-

188

тионов 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 гидро-ксида 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 = 13-5-14) раствор термостоек до 100 "С.

КАЛЬЦИЕВЫЕ РАСТВОРЫ

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

189

натриевой глины в кальциевую, в результате чего снижаются гидратация и набухание сланцев.

ИЗВЕСТКОВЫЙ РАСТВОР С НИЗКИМ рН

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).

Этот раствор предназначен для разбуривания глинистых отложений; температурный предел 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, CHC^ = = 12-нбО дПа, СНС10 = 30н-90 дПа, рН = 8,5*9,5.

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

ГИПСОИЗВЕСТКОВЫЙ РАСТВОР

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 700-3000 мг/л.

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, Na2Cr207 (или К2Сг207) 0,5-1, гипса (или алебастра) 15-20, пеногаси-

190

теля 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, CHQ = 12-нбО дПа, СНС10 = 30н-90 дПа, рН = 8,5*9,5.

ХЛОРКАЛЬЦИЕВЫЕ РАСТВОРЫ

Хлоркальциевый раствор (ХКР) - ингибирутощий кальциевый раствор, содержащий в качестве ингибирующей добавки хлорид кальция.

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

Вследствие отсутствия эффективных кальциестойких реагентов термостойкость его 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 пеногаситель. После получения оптимальных показателей (вязкость 25-30 с, СНС1 = 12н-24 дПа, СНС10 = = ЗОн-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, КМЦ (или крахмала) 10-20, СаС12 10-20, Са(ОН)2 3-5, NaOH 3-5, воды 920-870, пеногасителя 5-10.

КАЛИЕВЫЕ РАСТВОРЫ

Калиевые растворы содержат в качестве ингибирутощих 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, отличающихся составом и некоторыми свойствами.

191

ХЛОРКАЛИЕВЫЕ РАСТВОРЫ

Хлоркалиевые растворы содержат в качестве ингибирую-щего 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, ме-тас, 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, CHQ = 12*60 дПа, СНС10 = 36*120 дПа, рН = 9*9,5.

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

КАЛИЕВО-ГИПСОВЫЙ РАСТВОР

Калиево-гипсовый раствор содержит в качестве ингибиру-ющих электролитов соединения калия и кальция, в частности гипс. В отличие от хлоркальциевого такой раствор менее подвержен коагуляционному загустеванию, 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 "С.

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 (CaSOJ 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, СНС! = 6*36 дПа, СНС10 = 12-72 дПа, рН = 8*9.

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

192

РАСТВОРЫ, ОБРАБОТАННЫЕ СОЛЯМИ ТРЕХВАЛЕНТНЫХ МЕТАЛЛОВ

С увеличением валентности обменных катионов снижаются гидратация и набухаемость 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.

Алюминизированный раствор содержит в качестве инги-бирующей 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 хромлигносульфонаты (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, ок-зила 10 — 30, утяжелителя — до получения раствора требуемой плотности.

Оптимальные значения рН бурового раствора, обработанного солями алюминия, находятся в пределах 8,5 — 9,5.

Алюмокалиевый раствор содержит в качестве ингибирую-щей добавки алюмокалиевые квасцы и гидроксид калия; рН таких растворов поддерживается близким к нейтральному. Ингибирующее действие этого раствора выше, чем алюмини-зированного. Он может использоваться и для разбуривания увлажненных глинистых отложений.

Раствор готовят аналогично алюминизированному. В качестве ингибирующей добавки вводят алюмокалиевые квасцы, гидроксид калия, бихромат калия.

193

На приготовление 1 м3 раствора требуется (в кг): глины 60-150, KA1(S04)2 3-5, КОН 1-3, К2Сг207 0,3-0,5, воды 960-920, окзила 20-30, метаса (или М-14) 3-5, утяжелителя—до получения раствора требуемой плотности.

СИЛИКАТНЫЕ РАСТВОРЫ

Силикатные растворы содержат в качестве ингибирующей 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 гидрати-рованного в пресной воде глинопорошка, в который вводят УЩР, КМЦ, силикат натрия.

Для приготовления 1 м3 силикатного раствора требуется (в кг): глины 80-100, воды 935-900, УЩР 30-50, Na2Si03 20-40, КМЦ (или М-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; CHQ = 9н-45 дПа, рН = 8,5*9,5. Оптимальное значение рН, при котором раствор считается термостойким, находится в пределах 8,5 — 9,5. Повышение структурно-механических характеристик достигается вводом пасты, приготовленной из бентонитового глинопорошка с добавкой УЩР.

ГИДРОФОБИЗИРУЮЩИЕ РАСТВОРЫ

Гидрофобизирующие растворы содержат в качестве инги-бирующих добавок вещества, вызывающие гидрофобизацию глинистых пород, кремнийорганические 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 гидрофобизи-рующего действия.

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

194

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 кремнийорга-нической 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 берутся в соотношении 1 : 20 (в пересчете на 6 %-ный ПАА марки АМФ это составляет 1 : 6, а на товарный ПАА: ГС составляет 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, СНГ! = = 12-нбО дПа, СНС10 = 27н-90 дПа, рН = 8н-9.

Раствор, обработанный мылами жирных кислот, содержит в качестве добавок алюминиевые мыла высших жирных и нафтеновых кислот, обеспечивающих ингибирование и гид-рофобизацию.

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 трехзаме-щенные.

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

195

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, CHC^ = = 6-5-18 дПа, СНС10 = 12н-24 дПа, рН = 8*9.

§ 4. СОЛЕНАСЫЩЕННЫЕ РАСТВОРЫ

Во избежание кавернообразований соли разбуривают с использованием соленасыщенных растворов. В зависимости от пластовых давлений, мощности и состава соленосные породы бурят с применением рассола, глинистого соленасы-щенного раствора, не обработанного реагентами-понизителями фильтрации, и соленасыщенного глинистого раствора, стабилизированного реагентами.

НЕОБРАБОТАННЫЙ ГЛИНИСТЫЙ СОЛЕНАСЫЩЕННЫЙ РАСТВОР

В состав этого раствора входят глина, вода и соль. Для улучшения смазывающих свойств добавляют нефть, графит, а при необходимости получения высокой плотности - утяжелитель.

Такой раствор используют для разбуривания солей без пропластков терригенных отложений. Он может применяться при температуре до 160 "С.

Раствор готовят из предварительно гидратированного в пресной воде глинопорошка (саригюхский бентонит, палы-горскит), а затем вводят 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, NaCl 265-255, нефти 80-100, графита 5-10, NaOH 10-20, Na2C03 10-40, воды 700-710, утяжелителя - до получения раствора необходимой плотности.

Свойства раствора: плотность 1,2 — 2 г/см3, условная вязкость 20-40 с, СНС! = 12-нЗб дПа, СНС10 = 24н-72 дПа, показатель фильтрации не регламентируется, рН = 7+8.

196

СТАБИЛИЗИРОВАННЫЙ СОЛЕНАСЫЩЕННЫЙ РАСТВОР

Помимо глины, воды, соли и нефтепродуктов, такой раствор содержит солестойкий полимерный реагент (крахмал, КМЦ или акриловый полимер). Он предназначен для бурения в солях с пропластками глинистых отложений. Термостойкость соленасыщенного стабилизированного раствора зависит от используемого полимерного реагента (крахмал, КМЦ, полиакрилаты) и может составлять 100; 140; 220 "С.

Раствор готовят из предварительно гидратированного в пресной воде глинопорошка (бентонитовый, палыгорскито-вый, гидрослюда). В приготовленную глинистую суспензию добавляют 10-20 кг кальцинированной соды. Затем вводят реагент-стабилизатор, лигносульфонатный реагент, нефть и в последнюю очередь добавляют соль до насыщения.

На приготовление 1 м3 глинистого раствора в зависимости от типа глины необходимо (в кг): глины 80; 100; 200; Na2C03 10; 20; 10; полимерного реагента (крахмал, КМЦ, полиакри-лат) 20; 30; 20; лигносульфоната (ССБ, ФХЛС, КССБ) 10; 20; 10; NaOH 10; 20; 10; NaCl 260; 240; 250; нефти 80; 100; 80; воды 730; 68; 690, утяжелителя — до получения раствора необходимой плотности.

Свойства раствора: плотность 1,2 — 2 г/см3, условная вязкость 25-60 с, показатель фильтрации 3-5 см3/30 мин, СНС1 = 24н-90 дПа, СНС10 = 36н-135 дПа, рН = 7,5*8,5.

РАСТВОР НА ОСНОВЕ ГИДРОГЕЛЯ МАГНИЯ

Раствор состоит из воды и полимерного реагента. В качестве структурообразователя, ингибирующей добавки и насыщающих солей используют соли магния с оксидом (гидроксидом) щелочного металла, в результате чего образуется гидрогель магния.

Гидрогель магния применяют при разбуривании терриген-ных пород. Это вещество препятствует быстрому увлажнению глинистых минералов, повышает устойчивость ствола скважины. Раствор, насыщенный солями магния, используют для разбуривания соленосных пород - бишофита, карналлита.

Для разбуривания солей готовят соленасыщенный раствор. При циркуляции через скважину добавляют 1,5 — 2 % оксида (гидроксида) щелочного металла в виде концентрированного раствора или “молока”. Через 1—2 ч, в зависимости от интенсивности перемешивания и температуры, раствор приоб-

197

ретает гелеобразную консистенцию. После того как условная вязкость повысится до 30-40 ср a CHQ - до 20-30 дПар в гидрогель добавляют реагент-понизитель фильтрации (КМЦР крахмал, КССБР окзил).

В целях экономии щелочи в образовавшийся гидрогель можно добавить 5— 10 % оксида или гидроксида магния.

На приготовление 1 м3 раствора требуется (в кг): МдС12 (или MgS04) 300-280p NaOH 15-20P Мд(ОН)2 (или МдО) 50-100р КМЦ 20-25р КССБ-4 30-50р воды 850-800.

Свойства раствора: плотность 1р2 —2 г/см3р условная вязкость 20-40 ср показатель фильтрации 5-10 см3/30 мин и более, СНС1 = 6-36 дПаг СНС10 = 12-42 дПаг рН = 7Р5-8Г5.

§ 5. РАСТВОРЫ НА НЕФТЯНОЙ ОСНОВЕ

В целях сохранения коллекторских свойств пластов и предупреждения осложнений при бурении в неустойчивых разрезах в последние десятилетия были разработаны и стали применяться в промышленных масштабах буровые растворы на нефтяной основе. Они предназначены j^i/^я вскрытия и освоения продуктивных пластов и бурения соляных отложений с пропластками калийно-магниевых солей.

Степень гидратации глин зависит от активности водной фазы в растворе и косвенно оценивают по давлению водяных паров.

Как показывают результаты исследований ВолгоградНИ-ПИнефти (рис. 5.2), процесс гидратации глин можно частично снизить (кривая 2) или полностью приостановить (кривая 3)р повысив концентрацию электролита в водной фазе инверт-ной эмульсии.

Инвертные эмульсии отличаются высокой стабильностью

Рис. 5.2. Зависимость влажности глины W от времени сорбции воды t при взаимодействии эмульсии (50- 50) • 1 2 3 - добавка МдС12 составляет

0; 20 и 40 %

соответственно

198

свойств. Они устойчивы при большом количестве выбуренной породы.

ИЗВЕСТКОВО-БИТУМНЫЙ РАСТВОР (ИБР)

ИБР - раствор на нефтяной основе, дисперсионной средой которого служит дизельное топливо или нефть, а дисперсной фазой - высокоокисленный битум, гидроксид кальция, барит и небольшое количество эмульгированной воды. ИБР является раствором специального назначения. Применяется при разбуривании легко набухающих, склонных к обвалам глинистых пород, при разбуривании соленосных отложений, представленных высокорастворимыми солями (преимущественно поливалентных металлов), а также при вскрытии продуктивных пластов с низкими коллекторскими свойствами.

Благодаря хорошим смазочным свойствам ИБР повышает износостойкость долот. Раствор обладает высокой термостойкостью (200-220 °С). Разработан в ГАНГ им. И.М. Губкина.

Содержание компонентов в 1 м3 ИБР различной степени утяжеления приведено в табл. 5.3.

Учитывая непостоянство состава и свойств большинства исходных материалов, используемых для приготовления ИБР, указанный в табл. 5.3 компонентный состав в каждом конкретном случае уточняют в лаборатории. При этом оптимальное соотношение извести и битума должно варьировать от 1 : 1 до 2 : 1.

В настоящее время промышленностью используются две рецептуры ИБР, разработанные ВНИИКРнефтью совместно с ГАНГ им. И.М. Губкина: ИБР-2 и ИБР-4.

ИБР-4 разработан специально для бурения в условиях высокой глинистости разреза, наличия солей и рапопроявления, а также проявлений сероводорода.

Составы ИБР-2 и ИБР-4 различной плотности приведены в табл. 5.3, а показатели их свойств - в табл. 5.4.

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 растворе, ги-дрофобизации твердой и эмульгирования водной фаз. Поэтому основное внимание уделяют равномерности ввода исходных компонентов, перемешиванию и нагреванию.

199

й -1Ё~$ 5.3 Состав известково-бнтумных растворов (кг на 1 м3 раствора)

Плотность
Плотность, 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

ИБР

Дизельное топливо
563
546
529
512
495
478
461
444
427
410
393
376

марки ДЛ

Битум с температурой
155
145
135
125
115
105
95
85
75
65
55
45

размягчения 120 —

155 ° С (по методам К

Л т)

Негашеная известь
310
290
270
250
230
210
190
170
150
130
110
90

(СаО)

Вода
60
56
52
48
44
40
36
32
28
24
20
16

лЫОёЩУМУО зи-3 ЛОЛ
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23

НП-1

Барит влажностью
100
250
400
550
700
850
1000
1150
1300
1450
1600
1750

менее 2 %

ИБР-2

Дизельное топливо
569
552
535
518
501
484
467
450
433
416
399
382

Битум
98
92
86
80
74
80
62
56
50
44
38
32

Известь (в расчете на
147
138
129
120
111
102
93
84
75
66
57
48

ее активность, состав-

ляющую 60 % по СаО)

Бентонит
64
60
56
52
48
44
40
36
32
28
24
20

Вода
32
30
28
26
24
22
20
18
16
14
12
11

Сульфонол
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23

леAС-1
10
10
10
10
10
10
15
15
15
15
15
15

Эмулътал
1
1
1
1
1
1
2
2
2
2
2
2

Барит + ЖС-7
267
404
541
678
806
952
1083
1220
1357
1494
1630
1747

ИБР-4

Дизельное топливо
597
580
563
546
527
509
493
474
456
438
421
403

Битум
98
92
86
80
74
68
62
56
50
44
38
32

Известь (в расчете на
196
183
169
156
142
129
115
102
88
75
61
48

ее активность, состав-

ляющую 60 % по СаО)

Вода
40
37
34
32
29
26
23
21
18
15
12
10

Бентонит
53
50
47
44
41
38
35
32
29
26
23
20

Кр1
12
13
14
16
18
20
22
24
26
28
30
32

Барит + ЖСК-7
204
345
487
626
796
910
1050
1191
1333
1474
1614
1755

'КР на 1 м3: 400 л сульфонола НП-3 (40 %-ный раствор); 40 кг CaCl,; 195 л СМАД-1; I95 л ИКБ-4”Н"; 195 л дизельного топлива.

й -1Ё~$ 5.4

Показатели свойств ИБР-2 и ИБР-4

Показатели

Предел изменения

ИБР-2

ИБР

1
1 2 1 3

Плотность, г/см3
1,05-2,3
1,1-1,5
1,5-1,9
1,9-2,3

Условная вязкость, с, при исте-
9-20
15-25
16-30
18-40

чении 100 см3 раствора из за-

литого 200 см3 (при 46 °С)

Статическое напряжение сдви-

га (при 46 °С), дПа:

СНС
0-50
6-20
24-40
30-50

СНС
6-100
12-40
40-90
60-120

Пластическая вязкость (при
<100
50-70
60-80
70-90

46 °С), мПа • с

Динамическое напряжение
<100
30-60
50-100
70-120

сдвига (при 46 °С), дПа

Фильтрация, см3/30 мин
0-1,5
0,5-1,5
0,5-1,5
0,5-2

Содержание водной фазы (до-
<10
<20
<20
<20

пустимое), %

Примечание. 1. Электростабильность 600 В. 2. Для ИБР-4 цифры 1, 2, 3 обо-

значают номера рецептур.

ЭМУЛЬСИОННЫЙ ИЗВЕСТКОВО-БИТУМНЫЙ РАСТВОР (ЭИБР)

ЭИБР - инвертная эмульсия (эмульсия II рода) на основе известково-битумного раствора, содержащая в качестве дисперсной фазы минерализованную воду и твердые компоненты ИБР (битум, известь, барит).

ЭИБР по свойствам близок к ИБР, но имеет и некоторые отличия, обусловленные высоким содержанием воды. В частности, ЭИБР имеет более высокую фильтрацию и пониженный по сравнению с ИБР предел термостойкости (180 — 190 °С).

Ниже приведены показатели качества ЭИБР (помимо технологических свойств, общепринятых для буровых растворов).

Электростабильность (напряжение электропробоя), В............ 250-300

Глиноемкость (максимальная добавка бентонита, которая

не приводит к снижению электростабильности), %.................. 20

Показатель фильтрации, см3/30 мин................................................ 1

Наличие воды в фильтрате................................................................... Нет

Свойства ЭИБР регулируют аналогично регулированию свойств ИБР.

202

ВЫСОКОКОНЦЕНТРИРОВАННЫЙ ИНВЕРТНЫЙ ЭМУЛЬСИОННЫЙ РАСТВОР (ВИЭР)

ВИЭР разработан во ВНИИБТ и относится к системам на нефтяной основе, получаемым с помощью специального эмульгатора — эмультала. ВИЭР предназначен для применения при бурении 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 ВИЭР в расчете на 1 м3: дизельное топливо или нефть 450 л; водный раствор соли МдС12, СаС12 или NaCl2 450 л, СМАД 30-40 л; эмульгатор (эмультал) 15-20 л; бентонит 10-15 кг, барит - до получения необходимой плотности раствора.

Термостойкость ВИЭР на основе эмультала можно повысить введением в его состав окисленного битума в виде 15 — 20 %-ного битумного концентрата.

При температуре до 100 °С концентрация битума должна составлять 1 % (Ю кг на 1 м3), при 100-120 °С - 2 % (20 кг на 1 м3), при более высокой температуре (140-150 °С) - 3 % (30 кг на 1 м3).

Помимо основных технологических свойств, характерных для буровых растворов и измеряемых общепринятыми методами, для ВИЭР характерны следующие показатели.

Электростабильность, В....................... 100

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

Показатель фильтрации, см3/30 мин 0,5

Наличие вода в фильтрате.................. Нет

ТЕРМОСТОЙКИЙ ИНВЕРТНО-ЭМУЛЬСИОННЫЙ РАСТВОР (ТИЭР)

Этот раствор разработан совместно ВНИИБТ и СевКав-НИПИнефтью. ТИЭР — инвертная эмульсия на основе мыльного олеогеля (наиболее жирных кислот окисленного петро-латума), катионоактивных ПАВ (АБДМ-хлорида) и органо-фильных глин, получаемых путем модификации бентонита в среде базовой эмульсии.

ТИЭР применяют при бурении скважин с забойной температурой до 200 "С.

Преимущества ТИЭР заключаются в низкой эффективной вязкости, высоких сдвиговом разжижении и выносящей способности, обеспечиваемой быстрым восстановлением вязкос-

203

ти выше зоны забоя и большой скоростью набора прочности структуры.

Оптимальные составы базового ТИЭР с различным пределом термостойкости приведены в табл. 5.5, а составы утяжеленных эмульсий в зависимости от их плотности, водомасля-ного отношения и концентрации органоглины — в табл. 5.6.

Основные показатели, характеризующие устойчивость эмульсии для ТИЭР, должны находиться в следующих пределах.

Электростабильность, В...................................................................... 250-450

Показатель фильтрации при 150 °С, см3/30 мин....................... 2-3

Наличие воды в фильтрате................................................................. Нет

Общепринятые технологические показатели обычно соответствуют следующим значениям: пластическая вязкость г)пд = = 60н-90мПа-с, СНС1 = 12н-85дПа, СНС10 = 24н-110дПа.

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

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

й -1Ё~$ 5.5 Оптимальные составы термостойких эмульсий

Соотношение фаз (вода: масло)
Концентрация
бентонитовой
глины, %
1 Предел

черкасской
саригюхской
асканской
1 термостойкости, °С

60 : 40
2

1,5
1
100

3

2
1,5
125

—

3
2
150

50 : 50
-

5
4
180

40 : 60
-

6
5
200

П ри меча ни е .
Содержание мыльного эмульгатора
4 % СМАД и
2 % СаО.

й -1Ё~$ 5.6 Оптимальные составы утяжеленных ТИЭР

Соотношение
фаз
Концентрация
Плотность эмуль-
Предел термо-

(вода : масло)
органоглины, %
сии, г/см3
стойкости, °С

60 : 40

3
1,25
150

50
50

3
1,5
150

40
60

3
2,6
180

30
70

4
2,25
200

20
80

5
2,5
200

204

ТЕРМОСТОЙКАЯ ИНВЕРТНАЯ ЭМУЛЬСИЯ НА ОСНОВЕ ПОРОШКООБРАЗНОГО ЭМУЛЬГАТОРА ЭМУЛЬСИНА ЭК-1

Эта эмульсия разработана во ВНИИКРнефти. Она обладает высокой устойчивостью к действию температур (до 200 °С) и солевой агрессии. Отсутствие в ее составе водорастворимых ПАВ обеспечивает стабильность ее свойств в процессе бурения.

Количественный компонентный состав инвертной эмульсии на основе эмульсина ЭК-1 различной плотности указан в табл. 5.7.

Содержание хлорида кальция в водной фазе инвертной эмульсии может быть увеличено до 20-25 %. Это обеспечивает повышенную устойчивость стенок скважины в глинистых разрезах.

Показатели свойств инвертной эмульсии могут изменяться в широких пределах.

Плотность, г/см3............................................................................ 1,03-2,1

Условная вязкость, с..................................................................... 150 — 200

СНС1/10, дПа.................................................................................... 3-24/12-48

Показатель фильтрации, см3/30 мин...................................... 3-6

Электростабильность, В.............................................................. 250-500

Глиноемкость, г/л, не менее...................................................... 225

Наличие воды в фильтрате......................................................... Нет

ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ ЗАГРЯЗНЕНИЯ ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ, ТЕХНИКА

БЕЗОПАСНОСТИ И ПРОТИВОПОЖАРНЫЕ МЕРОПРИЯТИЯ

ПРИ ИСПОЛЬЗОВАНИИ РАСТВОРОВ НА НЕФТЯНОЙ ОСНОВЕ

При приготовлении и использовании растворов на нефтяной основе (ИБР и инвертных эмульсий) необходимо выполнять требования, направленные на предотвращение потерь раствора и загрязнения окружающей среды, обеспечение противопожарной безопасности и создание благоприятных условий работы для буровой бригады.

й -ГЁ~$ 5.7

Состав эмульсии на основе эмульсина ЭК-1

Компоненты

Состав, кг/м3,
При ПЛОТ1
1,7
юсти, г/см3

1,04
1,5
1,9
2,1

Дизельное топливо
377
320
320
325
346

Эмульсия ЭК-1
100
85
79
73
70

Вода
488
396
336
276
230

СаС1
85
83
71
58
47

Жирные кислоты (НЖК)
-
3
4
6
7

Барит
—
612
890
1162
1400

205

Бурильные трубы при подъеме следует очищать от раствора установленными под ротором обтирателями.

До начала приготовления должны быть устранены все возможные каналы утечки раствора. Под подсвечником и на устье скважины устанавливают поддоны со сливом в циркуляционную систему.

При ремонте буровых насосов следует применять приспособления против разлива раствора и загрязнения рабочего места.

Выбуренную породу с вибросит следует собирать в специальную шламовую емкость, установленную на санях или тележке, а затем сбрасывать в специально вырытый амбар и сжигать.

Работа с растворами на нефтяной основе проводится в соответствии с действующими Правилами безопасности в нефтедобывающей промышленности. Однако вследствие повышенной пожароопасности растворов на нефтяной основе должны соблюдаться специальные положения и правила.

Емкости для хранения дизельного топлива или нефти должны располагаться на расстоянии не менее 50 м от устья скважины.

Над приемными емкостями буровых насосов, желобной системой, блоком очистки должна быть обеспечена хорошая вентиляция. Оборудование, используемое для приготовления раствора (емкости для нефтепродуктов, гидромешалки и т.д.), должно быть заземлено.

Электропроводка, электропускатели и двигатели блоков приготовления и очистки растворов должны быть во взрыво-безопасном исполнении.

Чтобы избежать необходимости проведения сварных работ в процессе приготовления раствора и бурения, в быстроизнашивающихся узлах оборудования следует использовать быстросъемные соединения или фланцы.

Резервные емкости и амбары в ночное время должны освещаться прожекторами.

У блока приготовления раствора монтируется воздушно-пенный огнетушитель ОВПС-250. На буровой необходимо иметь постоянный запас сжатого воздуха для обеспечения работы огнетушителя.

Пол буровой следует очищать от раствора засыпкой негорючими материалами (песок, известь, утяжелитель) с последующим сбрасыванием в специально отведенное место.

При наличии мазута буровое оборудование, полы и ограждения следует очищать паром, используя ППУ.

206

Буровые бригады должны обеспечиваться спецодеждой с защитными накладками из нефтестойкой резины.

При проведении всех работ необходимо пользоваться рукавицами. Попавший на кожу раствор надо удалить тампоном, смоченным дизельным топливом, и смыть горячей водой с мылом.

§ 6. ГАЗООБРАЗНЫЕ ПРОМЫВОЧНЫЕ АГЕНТЫ

В качестве газообразных агентов при бурении скважин используют воздух от компрессорных установок, природный газ из магистральных газопроводов или близлежащих газовых скважин, выхлопные газы двигателей внутреннего сгорания (ДВС). Хотя вид агента не оказывает значительного влияния на технологический процесс бурения, тем не менее при выборе газообразного агента необходимо учитывать не только экономическую сторону, но и безопасность проведения буровых работ.

Как в СНГ, так и за его рубежами наибольшее распространение получили бурение скважин и вскрытие продуктивного пласта по схеме прямой циркуляции с использованием сжатого воздуха или газа.

При использовании природного газа от действующей скважины или магистрального газопровода на нагнетательной линии к буровой установке располагают редукционный клапан, регулирующий расход. Далее на линии устанавливают спускные краны и влагоотделители. Газ, выходящий из скважины, сжигают с помощью факела на конце выкидной линии (длиной не менее 80-100 м). Если газ используют вторично (при замкнутой системе циркуляции), то его предварительно очищают от шлама и влаги в сепараторах, трапах и фильтрах, а затем подают в компрессор. Такая схема хотя и громоздка, но более экономична, так как способствует снижению суммарного расхода газа на бурение.

Аналогичная схема используется и при бурении с продувкой воздухом.

Наиболее распространенный и эффективный способ преодоления небольших и средних притоков пластовой воды — применение пенообразующих ПАВ. Предельное значение притока пластовых вод для бурения с очисткой забоя воздухом с добавкой ПАВ составляет около 120 л/ч. При притоках воды в указанном выше диапазоне использование ПАВ пре-

207

й -1Ё~$ 5.8

Оптимальная концентрация пенообразующих ПАВ в зависимости от минерализации пластовой воды

Оптимальная


Отношение

концентрация
Характеристика пластовой воды
допусти-

ПАВ
ПАВ, % к объему воды


мой концентрации

(в пересчете на
Химический
Степень мине-
шлама к

активное веще-
тип
рализации
объему

ство)


воды

Сулъфонол
0,23
Гидрокарбо-
Пресные и сла-
1 : 2-1 : 1

НП-1

натно-кальпие-вые, сульфатные и хлорид-ные
боминерализованные (р = = 1,0015 г/см3, жесткость = - 0,09 моль/кг)

“Прогресс”
0,1
То же
То же
1 : 2-1 : 1

ОП-10
0,1
“
“
4 : 1-1 : 1

ОП-7
0,1
“
“
4 : 1-1 : 1

КАУФЭ-14
0,12
“
“
1 : 2

Азолят А
0,1
“
“
1 : 2

“Прогресс”
0,2
Сульфатно-натриевые
Среднеминера-лизованные и минерализованные (р = 1,0015+ +1,0283 г/см3, жесткость 0,09 — 1,43 моль/кг)
1 : 2

ОП-10
0,2
То же
То же
4 : 1-1 : 1

ОП-7
0,2
“
“
4 : 1-1 : 1

Сулъфонол
0,42
“
“
1 : 2

НП-1

“Прогресс”
1-1,2

Рассолы (р = = 1,19 г/см3)
1 : 2

Примечание. Рабочая температура 20-50 °С.

дотвращает образование шламовых пробок и уменьшает возможность возникновения осложнений.

Некоторые из ПАВ, рекомендованные научно-исследовательскими институтами для бурения с использованием газообразных агентов, приведены в табл. 5.8.

Пена представляет собой агрегативно-неустойчивую дисперсную систему, состоящую из пузырьков газа (дисперсная фаза), разделенных пленками жидкости или твердого вещества (дисперсионная среда). Более широко на практике применяют пены с жидкой дисперсионной средой.

Пены могут эффективно использоваться при бурении скважин в твердых породах (известняках, доломитах), много-летнемерзлых породах, пористых поглощающих горизонтах,

208

при вскрытии продуктивных пластов, освоении и капитальном ремонте скважин, если пластовое давление составляет 0,3 — 0,8 гидростатического.

Для получения устойчивой пены в жидкой фазе кроме растворителя должен находиться хотя бы один поверхностно-активный компонент, адсорбирующийся на межфазной поверхности раствор — воздух.

Для повышения стабильности пен в них добавляют реагенты-стабилизаторы (КМЦ, ПАА, ПВС), увеличивающие вязкость растворителя и способствующие замедлению процесса истечения жидкости из пленок.

Из неорганических анионов в наибольшей степени способствуют пенообразованию фосфаты. Влияние катионов существенно меньше.

Для получения устойчивой пены состав (в г/л) пенообра-зующего раствора должен быть следующим.

Пенообразующее ПАВ (в зависимости от молекулярной

массы)...............................'......................................................!......... 0,5-5

Полимер-стабилизатор пены (КМЦ, ПАА, ПВС)................. 0,2-0,75

Электролиты (тринатрийфосфат, NaCl)................................... 0,1-0,5

Вода.....................................Z..Z..................................................... Остальное

В состав менее устойчивых пен вводят 0,5-10 г/л пенооб-разующего ПАВ, остальное вода.

Всесторонне пенную систему можно охарактеризовать следующими основными свойствами:

1) пенообразующей способностью (вспениваемостью) -объемом пены (в мл) или высотой ее столба (в мм), который образуется из постоянного объема раствора при соблюдении определенных условий в течение данного времени;

2) кратностью пены (3 — отношением объема пены Vn к объему раствора Vж, который требуется для ее образования:

Р = Vп/Vж;

3) стабильностью (устойчивостью) пены, временем существования определенного объема пены;

4) дисперсностью — средним размером пузырьков или распределением пузырьков по размерам;

5) механическими свойствами - относительной плотностью, зависящей от соотношения жидкой и газовой фаз, которая может колебаться от 0,5р (где р — плотность жидкости) до 0, и прочностью структуры (СНС).

Наиболее распространен в промышленности диспергаци-онный способ получения пен, при котором пена образуется в

209

результате интенсивного совместного диспергирования пено-образующего раствора и воздуха.

Технологически это осуществляется действием движущихся устройств (перемешивающих мешалок) на жидкость в атмосфере газа, эжектированием воздуха движущейся струей раствора, пропусканием струи газа через слой жидкости (в бар-ботажных или аэрационных установках).

При приготовлении и применении пен необходимо учитывать следующие факторы:

1) мыла жирных кислот имеют максимальную пенообра-зующую способность при рН = 8н-9;

2) алкиларилсульфонаты обладают хорошей пенообразую-щей способностью при любых значениях рН, кроме рН > 12;

3) пенообразующая способность ПАВ не изменяется при рН = Зн-9;

4) пенообразующая способность ПАВ увеличивается с повышением температуры до 90 °С;

5) чем меньше поверхностное натяжение, тем выше пенообразующая способность;

6) соли-жидкости подавляют пенообразование;

7) полимерные реагенты-стабилизаторы повышают структурно-механические свойства пен.

Приготовленную пену нагнетают в скважину до полной очистки ее от глинистого раствора, воды и шлама.

§ 7. ТЯЖЕЛЫЕ ЖИДКОСТИ

Тяжелые жидкости - растворы (или рассолы) солей (преимущественно галогенидов щелочных или щелочноземельных металлов) или их смесей, не содержащие твердых частиц, с добавкой или без добавки полимеров, ограничивающих фильтрацию.

Основное назначение тяжелых жидкостей — вскрытие продуктивных горизонтов, заканчивание и глушение скважин с давлениями в продуктивных пластах, превышающими гидростатическое, с целью предотвращения кольматации продуктивного пласта. При этом (по зарубежным данным) в 2 -5 раз увеличивается его нефтеотдача.

В качестве тяжелых жидкостей в зависимости от требуемой плотности могут использоваться хлориды натрия и кальция, а также бромид кальция. Некоторые свойства этих солей и их насыщенных растворов приведены ниже.

210

Плотность сухого вещества, г/см3.................. 2,16 2,51 3,35 2

Свойства раствора при температуре 20 °С:

плотность, г/см3...;;................„....„„................ 1,2 1,4 1,82

содержание соли, %......................................... 26,4 39,86 58,84

Основные показатели свойств тяжелых жидкостей в соответствии с их назначением — плотность (в зависимости от пластового давления) и показатель фильтрации (9-15 см3/ 30 мин).

Применение тяжелых жидкостей для бурения скважин вследствие их малой вязкости и отсутствия твердой фазы обеспечивает существенное повышение скоростей бурения. При использовании тяжелой жидкости сокращается и расход долот на 15-20 %.

Скачать эту главу в формате PDF

Всё про нефть и газ / Литература(каталог книг)