Вопрос-10: «Типы буровых растворов и условия их применения»

Поможем в ✍️ написании учебной работы

Имя

Поможем с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой

Нажимая кнопку "Продолжить", я принимаю политику конфиденциальности

Вопрос-10: «Типы буровых растворов и условия их применения»

вопросы для изучения:

6.1 Гомогенные буровые растворы на водной основе

6.1.1 Техническая вода

6.1.2 Полимерные буровые растворы

6.1.2.1 Полимерные буровые растворы на основе синтетических полимеров

6.1.2.2 Полимерные буровые растворы на основе полисахаридов

6.1.3 Водные растворы ПАВ

6.1.4 Солевые буровые растворы

6.2 Гомогенные углеводородные растворы

6.3 Гомогенные газообразные очистные агенты

6.4 Гетерогенные водные растворы с твердой дисперсной фазой

6.4.1 Нестабилизированные глинистые суспензии и суспензии из выбуренных пород

6.4.2 Гуматные растворы

6.4.3 Лигносульфонатные растворы

6.4.4 Хромлигносульфонатные растворы

6.4.5 Полимерные недиспергирующие буровые растворы

6.4.6 Гетерогенные ингибирующие буровые растворы на водной основе

6.4.6.1 Алюминатные растворы

Известковые растворы

6.4.6.3 Безглинистые солестойские растворы (БСК)[2]

6.4.6.4 Кальциевые растворы

6.4.6.5 Гипсоизвестковый раствор

6.4.6.6 Хлоркальциевые растворы

6.4.6.8 Растворы, обработанные солями трехвалентных металлов

6.4.6.9 Силикатные растворы

6.4.6.10 Гидрофобизирующие растворы

6.5 Соленасыщенные буровые растворы

6.5.1 Необработанный глинистый соленасыщенный раствор

6.5.2 Стабилизированный соленасыщенный раствор

6.5.3 Раствор на основе гидрогеля магния [2]

6.6 Растворы на нефтяной основе

6.6.1 Известково-битумный раствор

6.6.2 Инвертные эмульсионные растворы (ИЭР)

6.6.3 Буровой раствор на углеводородной основе ИКИНВЕРТ

6.6.4 Термостойкий раствор на углеводородной основе ИКИНВЕРТ-Т

6.6.5 Высококонцентрированный инвертный эмульсионный раствор

6.6.6 Термостойкий инвертно-эмульсионный раствор (ТИЭР)

6.6.7 Термостойкая инвертная эмульсия на основе ЭК-1

Гомогенные буровые растворы на водной основе

Техническая вода

Техническая вода является наиболее доступным и дешевым очистным агентом, в связи с чем, достаточно широко используется при бурении устойчивых пород в случае отсутствия флюидопроявлений.

Кроме того, техническая вода служит основой, т. е. дисперсионной средой, для получения буровых растворов на водной основе.

Качество техническая воды для целей бурения принято характеризовать жесткостью, степенью и составом минерализации.

По степени минерализации, оцениваемой количеством растворенных солей в 1 литре воды, природные воды делятся на 4 группы:

- пресные – до 1 г/л;

- солоноватые – 1…10 г/л;

- соленые – 10…50 г/л;

- рассолы > 50 г/л.

С точки зрения использования технической воды в качестве самостоятельного очистного агента наиболее важным показателем её качества является состав минерализации.

Состав минерализации определяет коррозионную агрессивность воды по отношению к металлу и тампонажному (цементному) камню, проявляющуюся в разрушении металла и растворении компонентов цементного камня.

Для приготовления качественных буровых растворов целесообразно использовать воду с общей жесткостью (Ca²⁺ + Mg²⁺) не более 3 - 4 мг×экв/л.

Для смягчения жесткой воды ее обрабатывают NaOH, Na₂CO₃ и Na₃PO₄×10H₂O.

Степень минерализации воды оказывает существенное влияние на эффективность действия (расход) химических реагентов и степень гидратации глин.

Кроме своей доступности и дешевизны вода, как очистной агент, обладает целым рядом и других преимуществ: малой вязкостью (1 мПа×с при t = 20,5 ºС); низкой плотностью (1000 кг/м³); высокой охлаждающей способностью.

Совокупность этих свойств воды обеспечивает эффективную работу породоразрушающего инструмента (высокую механическую скорость бурения и проходку на долото), гидравлических забойных двигателей и буровых насосов.

Однако вода в перерывах между циркуляциями не удерживает шлам в скважине во взвешенном состоянии, вызывает интенсивную гидратацию, набухание и диспергирование глинистых пород. 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 водоносных горизонтах.

Проникновение воды в продуктивный пласты резко снижает их нефтеотдачу вследствие создания водяного барьера и образования устойчивых водонефтяных эмульсий, препятствующих притоку нефти в скважину, что серьезно затрудняет освоение и ввод скважин в эксплуатацию.

Кроме того, вода замерзает при отрицательной температуре, что так же ограничивает область ее применения.

Водные растворы полимеров

Полимерными называются водные растворы высокомолекулярных веществ (акрилатов и полисахаридов), молекулы которых построены путем многократного повторения одного и того же звена - мономера.

Например, мономер ПАА:

– CH₂ – CH –

CONH₂ n

Если в молекуле чередуются разные мономеры, то такое высокомолеклярное вещество (ВМВ) называется сополимером.

ВМВ могут быть полиэлектролитами и неэлектролитами.

К полиэлектролитам относятся реагенты на основе водорастворимых эфиров целлюлозы и на основе акриловых полимеров, которые при диссоциации в воде образуют сложный анион и простой катион.

К неэлектролитам относятся крахмальные реагенты, содержащие полярные группы, не имеющие заряда.

Впервые полимерные растворы начали применяться в США в начале 60-х годов. В нашей стране полимерные буровые растворы впервые нашли применение лишь в первой половине 70-х годов. С их применением связаны работы Ахмадеева Р.С., Дедусенко Г.Д., Кистера Э.Г., Крысина Н.Н., Липкеса М.И., Скальской У.А., Нацепинской А.М., Турапова М.К., Шарипова А.У, Пенькова А.И., Хариева И.Ю, Андреcона Б.А., Минхайрова К.Л. и др. В качестве полимеров использовались ГПАА, метас, гипан, реагент К-4. При необходимости в раствор добавляли ингибирующие добавки, некоторые виды отходов металлургических и химических производств.

Технологическая эффективность полимерных реагентов обусловлена целым рядом специфических характеристик, присущих только им и отличающих их от других реагентов. К этим характеристикам полимеров относят огромную молекулярную массу, конформационное и конфигурационное многообразие, определенную и вполне удовлетворительную прочность цепи макромолекулы, а также полиэлектролитные свойства и способность к межмолекулярным взаимодействиям, т.е. поверхностную активность. Например, повсеместно применяемые неорганические реагенты имеют молекулярную массу несколько десятков условных единиц (каустическая сода – 40, кальцинированная сода – 106 и т.д.), их называют низкомолекулярными; реагенты с молекулярными массами от 500 до 5000 - олигомеры, если же вещество имеет молекулярную массу свыше 5000, его относят к полимерам (высокомолекулярным соединениям). Молекулярная масса полимеров, используемых при бурении скважин, варьирует от 10⁴ до 10⁷ у.е. Многочисленными исследованиями было установлено, что полимерные растворы характеризуются псевдопластическим режимом течения, проявляющемся в том, что вязкостные свойства полимерных растворов в значительной степени зависят от скорости сдвига. Так, в диапазоне скоростей сдвига, характерном для течения в насадках долота, вязкость полимерного раствора приближается к вязкости воды. Это свойство обеспечивает снижение гидравлических сопротивлений и позволяет подводить к долоту значительно большую, по сравнению с использованием глинистого раствора, гидравлическую мощность.

Полимерные растворы с низкой вязкостью способствуют эффективному разрушению горных пород в призабойной зоне пласта в результате быстрого проникновения раствора в трещины, образующиеся при разрушении породы долотом.

В диапазоне скоростей сдвига, характерных для течения в затрубном пространстве, полимерный раствор имеет повышенную вязкость, что способствует более полному выносу выбуренной породы на поверхность и повышает устойчивость стенок скважины, за счет адсорбции полимера на породе.

Одной из причин снижения эффективности бурения является значительное превышение пластового давления в скважине над забойным т.к., затрудняется отделение частиц разрушенной породы от забоя. Применение же полимерных буровых растворов позволяет регулировать значение дифференциального давления и бурить при сбалансированном давлении, когда гидростатическое давление равно пластовому, или незначительно превышает его. При этом уменьшается вероятность поглощения бурового раствора и прихватов бурильной колонны.

Улучшению показателей бурения способствует смазывающая и противоизноская способность полимерных растворов за счет образования прочной адсорбционной пленки на трущихся поверхностях.

Буровые растворы, содержащие полимеры обладают ингибирующей способностью, что важно при разбуривании неустойчивых глинистых пород. Адсорбируясь на глинистых частицах, полимер препятствует их гидратации и переходу в раствор.

При вскрытии продуктивного пласта полимер частично отфильтровывается на границе скважина – пласт, образуя низко проницаемую корку (пленку) и частично проникает в приствольную зону продуктивного пласта [4]. Молекула полимера из-за отсутствия симметрии распределения электронов, является биполярной. Такие молекулы ведут себя так, если бы они были центрами положительных и отрицательных зарядов. Глинистые минералы, входящие в состав коллектора так же полярны. Если глины находятся в контакте с жидкостями, растворами, содержащими полярные вещества, то отрицательные центры на глинистых минералах притягивают положительные центры полярных веществ окружающей жидкости. Бредли показал, что полимеры, адсорбируясь на глинистых минералах, могут образовывать сложные молекулярные слои, кроме того, полимер, адсорбируемый на базальной плоскости глинистого минерала, вытесняет воду с этой поверхности. А неорганические катионы, как показал Мак-Эван, присутствующие на поверхности глинистого минерала не обязательно вытесняются адсорбцией органических молекул [5].

Таким образом, полимер, находясь в поровом пространстве и адсорбируясь на поверхности порового канала, сужает его, тем самым, снижая эффективную проницаемость, с другой стороны, адсорбируясь на глинистых минералах, входящих в состав коллектора, предотвращает их гидратацию и набухание. Применение полимерных растворов позволяет создавать малопроницаемые корки, пленки-корки, уменьшающие влагоперенос фильтрата бурового раствора в глинистые породы и тем самым, обусловливающие длительную устойчивость стенок скважины.

Флокулирующие свойства полимеров обусловливают высокую степень очистки безглинистых растворов от частиц выбуренной породы. В 1960-1980 годах за рубежом для очистки бурового раствора широко применялись полимеры – флокулянты: флоксит, рапидол, лосол, пушер, седипур, биополимеры и др. При введении полимеров в раствор в количестве от сотых до тысячных долей от общего объема раствора происходит агрегирование мелких взвешенных частиц выбуренной породы с помощью полимерных мостиков. Поскольку масса связанных твердых частиц увеличивается, они оседают под действием гравитационных сил в желобной системе, и к буровым насосам поступает осветленная (очищенная) жидкость.

В последние годы, считается, что лучшей полимерной основой для буровых растворов служат реагенты полисахаридной природы – производные целлюлозы и крахмала, которые кроме перечисленных выше преимуществ полимеров проявляют высокие эксплуатационные свойства, одновременно легко подвергаются деструкции и тем самым сохраняют естественную проницаемость коллекторов и не загрязняют окружающую среду [6]. Полисахариды способны во время строительства скважины образовывать кольматационный экран, способный не пропускать фильтраты буровых и цементных растворов в продуктивный пласт и со временем саморазрушаться (деструкция до простых сахаров) восстанавливая первоначальную проницаемость коллектора.

Широкое применение полимеров в составе бурового раствора позволяет сократить расход химических реагентов и материалов, уменьшить затраты физического труда, что способствует сокращению сроков строительства скважин и экономии материальных затрат.

Недостатки полимерных растворов: низкая стойкость к действию ионов кальция и других поливалентных металлов; высокая стоимость импортных ВМВ (3…16 тыс. долларов за тонну) и дефицитность отечественных (потребности в полимерных реагентах удовлетворяются только на 40…50 %).

Полисахаридов

В последнее время в мировой практике бурения для вскрытия продуктивных пластов применяют буровые растворы, содержащие в своем составе полисахариды.

Схематически полисахариды представляют собой совокупность макромолекулярных цепей, образованных антигликозидными циклами различных углеводородных остатков, сцепленных непрочными гликозидными связями, а между цепями ван-дер-ваальсовыми силами, водородными связями или поперечными мостиками. Обилие функциональных групп обусловливает реакционную активность цепей и придает им характер полиэлектролитов. Природа углеводородных, функциональных групп, степень замещения, полимеризации и ветвления, однородность полимера, а также характер связей, конформация цепей и структур определяют коллоидно-химические свойства этих реагентов. Все они различаются по стабилизирующей способности и обладают сравнительно невысокой термической, ферментативной и гидролитической устойчивостью. Из исходных полисахаридов их получают путем деполимеризации и введения достаточного количества функциональных групп с тем, чтобы обеспечить водорастворимость и необходимый уровень физико-химической активности. Таким образом, свойства будущего реагента непосредственно связаны с природой исходного полисахарида.

Так, Окуневым М.С., Сергиенко Л.П. и др. предложен безглинистый буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов, содержащий карбоксиметилцеллюлозу 0,8-1,2 %, запечную пыль, уловленную электрофильтрами цементнообжиговых печей 16,8-37,2 %, борную кислоту или тетраборат натрия 0,1-0,1 % и воду [8]. Оригинальные и не традиционно используемые реагенты, дают возможность применения раствора только в единичных случаях.

Третьяк А.Я. предложил буровой раствор, содержащий карбоксиметилцеллюлозу 0,5-2,0 %, декстриновую крошку - смесь углеводородов, образующихся при гидролизе картофельного и маисового крахмала 0,5-2,0 % и воду [9]. Декстриновая крошка является кольматационным наполнителем, а остальной состав раствора очень чувствителен к полисолевой минерализации, поэтому применение данного раствора носит ограниченный характер - только в пресных системах.

Тем же автором предложен состав раствора, который содержит декстриновую крупу 0,5-3 %, КМЦ 0,5-2,0 %, едкий натр 0,1 % и воду [10]. Наличие каустической соды создает повышенное значение рН среды (до 14), что ограничивает их применение в условиях использования алюминиевых труб и негативно сказывается на устойчивости стенок скважины.

Хариев И.Ю. предложил использовать для вскрытия продуктивных пластов буровой раствор, содержащий КМЦ 0,5-5,0 %, крахмал 1-3 % и воду [11].

Разработаны ряд промывочных жидкостей на основе крахмала с добавками ферментных препаратов типа эндополигамектуролозы или амилолитических ферментов [12,13]. Однако действия и свойства ферментов в пластовых условиях еще не достаточно изучены, их влияние на коллекторские свойства пласта и нефтенасыщенность неоднозначны, поэтому применение таких промывочных жидкостей ограничено.

Ряд полисахаридных реагентов имеет некоторые недостатки.

Так, глюкогеновая кислота и ее соли являются пищевыми продуктом и кроме того они дорогостоящи [14-16].

Декстрины не обеспечивают регулирование физико-химических свойств ни в пресных, ни в минерализованных системах. Декстриновая крошка может применяться в качестве кольматационного наполнителя [9,10].

При использовании гуаровой смолы в безглинистом буровом растворе, раствор имеет предельно высокие реологические значения. При снижении реологических свойств до значений, приемлемых в бурении, происходит резкий рост показателя фильтрации.

Карбоксиметилцеллюлоза очень чувствительна к полисолевой минерализации. Установлено, что в случае применения полимерсолевых растворов на основе КМЦ (раствор NaCl + КМЦ) наблюдается ухудшение гидродинамической связи в системе скважина-пласт. В результате взаимодействия фильтрата с пластовым флюидом (нефть и пластовая вода) и породой коллектора происходит снижение продуктивности нефтесодержащих объектов до 50% [11].

В литературе имеются сведения о применении калиевых целлюлозных полимеров - калиевая карбоксиметилцеллюлоза (К-КМЦ) и калиевая полианионная целлюлоза (К-ПАЦ). Их использование позволяет получить ингибирующий калиевый раствор эффективный при бурении неустойчивых глинистых сланцев. На практике К-КМЦ и К-ПАЦ были испытаны при бурении скважин в различных районах Италии. Использование систем растворов на основе этих полимеров позволило, из-за сокращения затрат времени на борьбу с осложнениями, снизить общую стоимость бурения на 25% [17].

Важным вкладом в совершенствовании растворов с низким содержанием твердой фазы было применение ксантановой смолы, образующейся в результате жизнедеятельности микроорганизмов ксантомоноскомпестрис. Данный полимер обеспечивает высокую несущую способность раствора на пресной или минерализованной воде. При низких скоростях сдвига этот полимер обладает хорошей способностью удерживать во взвешенном состоянии твердую фазу, но его вязкость заметно снижается с увеличением скорости сдвига.

Разработаны ряд промывочных жидкостей на основе крахмала с добавление ферментных препаратов типа эндопалигамектуролозы или амилолипических ферментов. Однако действие и свойства ферментов в пластовых условиях еще недостаточно изучены. Их влияние на коллекторские свойства пласта и нефтенасыщенность неоднозначны, поэтому применение таких промывочных жидкостей ограничено [81,82].

Анализ зарубежных и отечественных рецептур буровых растворов для вскрытия продуктивного пласта все же показывает, что наиболее распространенными и доступными реагентами для регулирования структурно-реологических и фильтрационных свойств являются крахмалсодержащие реагенты. Одним из свойств крахмала является его хорошая пленкообразующая способность, а также саморазрушение во времени.

Крахмал представляет собой природную смесь полисахаридов (амилоза и амилопектин) с общей формулой (С₆Н₁₀О₅)_n. Крахмал образуется в результате фотосинтеза в листьях растений и откладывается в корневищах, клубнях и зернах[18,19].

В крахмале содержится 15-20 % амилозы и 75-80 % амилопектина. Эти фракции обладают различными свойствами.

Молекулы амилозы представляет собой линейные и слабо разветвленные спиралеобразные цепи. Амилоза в разбавленных растворах крахмала легко ассоциируется и осаждается. Это явление называется ретроградацией. В более концентрированных растворах это придает крахмалу способность к образованию геля.

Амилопектин сильно разветвлен и обладает дихотомической структурой. Амилопектин устойчив в растворе и не обнаруживает склонностей к ретроградации.

Крахмал белый порошок (под микроскопом зернистый) не растворим в холодной воде; в горячей набухает, образуя коллоидный раствор (крахмальный клейстер). При этом вода проникает между молекулами крахмала и нарушает водородные связи. Во время нагревания нарушается структура крахмальных зерен. Вначале идет органическое набухание, затем крахмальное зерно увеличивается в несколько раз, поглощая еще большее количество воды, оно - разрушается, теряя форму. Полное растворение крахмала невозможно, так как макромолекулы амилозы группируются в пучки или парокристаллические фибриллы.

Клейстеризация крахмала может быть достигнута не только путем нагревания, но и другими способами, для этого его необходимо модифицировать. Достигается это путем преобразования многочисленных функциональных групп углеводородных цепей и их деполимеризацией.

Наличие гликозидных связей обусловливает возможность гидролиза в результате нагревания, действия кислот, щелочей, окислителей и ферментов. Концевые альдигидные группы позволяют осуществлять реакции конденсации и окисления. Большое количество спиртовых гидроксилов дает возможность реакции окисления, этерификации, образованию алкоголятов. Возможно также модифицирование с образованием поперечных связей, придающим макромолекулам особую устойчивость. Во всех случаях достигается клейстеризация – основной механизм образования коллоидных крахмальных растворов [20].

Бромиды, иодиды, роданиды натрия и некоторые другие соли усиливают набухание крахмала и позволяют клейтеризировать его на холоде. Обработка йодом улучшает стабилизирующие действия крахмала.

Имеются различные методы модификации крахмала путем декстринизации кислотой, фосфатирования, окисления, обработкой ферментами, аминами, альдегидами и т.д.

Крахмал подвержен физической, химической и биологической деструкции. Реакции деструкции протекают с разрывом химических связей в главной цепи макромолекулы с образованием макрорадикалов. Свободные макрорадикалы могут инициировать реакцию деструкции.

При помощи ферментов и бактерицидов можно управлять процессом деструкции крахмала, а следовательно регулировать формирование и разрушение кольматационного экрана.

Водные растворы ПАВ

Наиболее приемлемым с экономической и технологической точки зрения методом обеспечения сохранности продуктивных пластов нужно признать использование синтетических ПАВ, изменяющих физико-химическую природу фильтрата, что позволяет вместе с другими технологическими приемами обеспечить наименьшее снижение проницаемости нефтенасыщенных коллекторов. Изучению влияния ПАВ на процессы адсорбции и смачиваемости горных пород посвящено достаточно большое количество работ [21-24].

Синтетические ПАВ должны удовлетворять следующим требованиям: полностью растворяться в пластовой и технической воде; снижать межфазное натяжение на границе раздела «фильтрат бурового раствора – нефть» при возможно малых концентрациях; повышать смачиваемость поверхности коллектора нефтью, т.е. обладать гидрофобизирующими свойствами; незначительно адсорбироваться на поверхности кварцевых, карбонатных и глинистых пород; предупреждать образование в ПЗП эмульсии, а если она образуется, то снижать ее стойкость; предупреждать коагуляцию твердой фазы бурового раствора и шлама и не допускать выпадения их в осадок; способствовать вскрытию пласта при минимальных затратах; не оказывать влияния на основные параметры раствора.

Добавки ПАВ к технической воде позволяют:

- Интенсифицировать процесс разрушения горных пород на забое. Это объясняется следующим. В процессе бурения горная порода в зоне контакта с долотом покрывается сетью макро- и микротрещин, которые после снятия нагрузки смыкаются и таким образом, работа, затраченная на их образование в последующем не используется для облегчения разрушения горных пород. При адсорбции ПАВ на поверхности таких микротрещин, их смыкание предотвращается, обеспечивая тем самым как бы понижение прочности горных пород в зоне предразрушения (эффект П.А. Ребиндера, 1928 г.).

- Снизить силу трения между стенками скважины (аксиальное трение) и бурильными трубами, а также износ последних. Материал бурильных труб и горные породы гидрофобны, поэтому молекулы ПАВ адсорбируются на них своими гидрофобными (углеводородными) частями. Образующиеся в результате граничные пленки («молекулярный ворс») способны значительно уменьшить трение и износ контактирующих в скважине поверхностей.

- Повысить износостойкость породоразрушающего инструмента за счет образования аналогичной граничной пленки на вооружении и опорах долот.

В практике бурения наиболее часто применяют водные растворы ОП-7, ОП-10, сульфонола и превоцела.

Область применения водных растворов ПАВ та же, что и у технической воды.

Однако их преимущества говорят о необходимости и целесообразности добавок ПАВ к технической воде (полимерным и другим растворам) практически во всех случаях, когда это возможно (исключение: бурение в зонах поглощений и вскрытие водоносных горизонтов хозяйственно-питьевого назначения).

ПАВ рекомендуется вводить в буровой раствор и перед вскрытием нефтяных пластов.

Солевые буровые растворы

Водные растворы солей (NaCl, KCl, CaCl₂, MgCl₂) могут применяться в качестве очистных агентов в следующих случаях:

- при бурении в многолетнемерзлых породах (ММП);

- при бурении в отложениях солей;

- для глушения скважин при капитальном ремонте (в качестве жидкости глушения);

- в качестве буферной жидкости при тампонировании скважин.

При бурении скважин в ММП (распространены более чем на половине территории России, мощность их доходит до нескольких сотен метров, температура достигает – минус 9 ºС, обычно - минус 4-6 ºС) применяются водные растворы NaCl, реже CaCl₂.

Концентрация соли в растворе выбирается в соответствии с температурой ММП.

Незамерзающие водные растворы солей обладают такими же свойствами, как и техническая вода, но в отличие от воды имеют более высокую плотность и повышенное коррозионное воздействие на металл.

Они не пригодны для бурения в мерзлых породах, сцементированных льдом, так как вызывают его таяние.

Водные растворы солей рационально применять только при бурении плотных, устойчивых, «сухих» мерзлых пород.

При проходке мощных пластов солей во избежание образования каверн применяют насыщенные растворы этих солей:

- при проходке галита (NaCl) - раствор NaCl;

- при проходке сильвина (KСl) - раствор KCl;

- при проходке бишофита (MgCl₂×6H₂O) - раствор MgCl₂;

- при проходке карналлита (КMgCl₃×6H₂O) - раствор (КСl + MgCl₂).

С повышением температуры растворимость солей увеличивается. Поэтому в глубоких скважинах циркулирующая жидкость в призабойной части способна растворять соль, а в верхней части скважины, где её температура понижается - выделять соль в виде кристаллов (рекристаллизация).

Таким образом, водные растворы солей могут использоваться при проходке пластов солей, залегающих лишь в верхних интервалах скважин.

Фазой

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 гуматных растворов не более 3 %, термостойкость их в этих условиях не превышает 120 - 140 ⁰С. В отсутствие минерализации фильтрация гуматных растворов остается небольшой даже при температуре 200 ⁰С, однако усиливается загустевание раствора [2].

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 в случае необходимости увеличения плотности раствора. При этом обеспечивается возможность получения растворов со следующими свойствами: плотность 1030-2200 кг/м³, условная вязкость 20-60 с, СНС₁= 18-60 дПа, СНС₁₀ = 36-120 дПа, показатель фильтрации 4-10 см³/30 мин, рН = 9-10 [2].

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)[2].

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 ингибирующего эффектов. Ингибирующее действие кальциевой ССБ в пресных растворах мягче, чем действие извести. Раствор термостоек до 130 ⁰С.

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 1060 -2200 кг/м³, условная вязкость 18 - 40 с, показатель фильтрации 5-10 см³/30 мин, СНС₁ = 6-45 дПа, СНС₁₀= 12-90 дПа, рН = 8-10 [2].

6.4.4 Хромлигносульфонатные растворы [2]

Это буровые глинистые растворы, стабилизированные хромлигносулъфонатными (феррохромлигносульфонатнымй) реагентами: окзил, ФХЛС, КССБ-4 или указанными реагентами в сочетании с полимерами (КМЦ, М-14, метас, гипан. Они предназначены для разбуривания глинистых и аргиллитоподобных пород при высоких забойных температурах. Отличаются более высокой по сравнению с гуматными и лигносульфонатныма растворами устойчивостью к загущающему действию глин и более высокой термостойкостью (до 180 ⁰С). Наибольший разжижающий эффект достигается при рН бурового раствора 9 — 10.

На приготовление 1 м³ раствора, только на основе хромлигносулъфонатных реагентов (в пересчете на сухое вещество), необходимо (в кг): глины 80 — 200, окзила (или ФХЛС) 10-20, КССБ-4 40 - 30, NaOH 2-5, Na₂Cr₂O, или (или К₂Сr₂О₇) 0,5-1, пеногасителя 3-5, воды 940-900, утяжелителя-до получения требуемой плотности.

Показатели раствора: плотность 1060 - 2200 кг/м³, условная вязкость 18 - 40 с, показатель фильтрации 4-10 см³/30 мин, СНС₁ = 6-45 дПа, СНС₁₀ = 12-90 дПа, рН = 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 1030 — 2200 кг/м³, УВ = 25 - 60 с, показатель фильтрации 3-6 см³/30 мин, СНС₁ = 18-60 дПа, рН = 8-9.

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

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

Известен и широко применяется полимер – бентонитовый раствор на основе лигносульфонатов, который содержит два полимерных реагента ПАА И КМЦ. Для приготовления 1 м³ раствора требуется в кг : бентонит 30 – 40; Na₂CO₃ - 1,0; NaOH 1,0; КМЦ 3 – 5; СМАЗКА 3 – 5; ФХЛС 1 – 2; ПАА 0,2 - 0,5; СаСО₃ 50 – 100.

Получаемый раствор имеет следующие свойства: плотность 1040 - 1100 кг/м³, условная вязкость 20 - 30 сек, пластическая вязкость 10 - 18 сПз; ДНС = 40 – 80 дПа, СНС_1/10 = 10-20/20-40 дПа, водоотдача 7 - 9см³/30мин (API), рН = 8 – 9.

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

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 вы-сококоллоидных глинистых пород в условиях высоких забойных температур (до 160 ⁰С).

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 К₂Сr₂О₇) 0,5-1, гипса (или алебастра) 15-20, пеногасителя 3 - 5, утяжелителя - до получения раствора необходимой плотности.

Показатели раствора: плотность 1040 – 2200 кг/м³, условная вязкость 25 - 40 с, показатель фильтрации 3 - 6 см³/30 мин, СНС₁ = 12-60 дПа, СНС₁₀ = 30-90 дПа, рН = 8,5-9,5.

Хлоркальциевые растворы

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. 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, СНС, = 12+24 дПа, СНС₁₀ = = 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, КМЦ (или крахмала) 10-20, СаС1₂ 10-20, Са(ОН)₂ 3-5, NaOH 3-5, воды 920-870, пеногасителя 5-10.

Калиевые буровые растворы

Калиевые буровые 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, отличающихся составом и некоторыми свойствами.

Хлоркалиевые растворы

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 1080-2000 кг/м³, условная вязкость 25-40 с, показатель фильтрации 4 — 8 см³/30 мин СНС₁ = 12-60 дПа, СНС₁₀ = 36-120 дПа, рН = 9-9,5.

Калиево-гипсовый раствор

Калиево-гипсовый раствор содержит в качестве ингибирующих 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 ⁰С.

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 1080-2200 кг/м³, условная вязкость 20-30 с, показатель фильтрации 4 — 8 см³/30 мин, СНС₁ = 6-36 дПа, СНС₁₀ = 12-72 дПа, рН = 8-3.

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

Калиевый-глинистый буровой раствор - это наиболее простая модификация глинистого калиевого раствора, который широко применяется в массовом бурении в неустойчивых глинах. Одновременно, в таком растворе выбуренная глина ингибируется, следовательно, меньше наработка раствора. В состав раствора кроме глины, соды и каустика входят: ЭКОПАК R - высокоэффективный регулятор вязкости и водоотдачи; ЭКОПАК SL - высокоэффективный регулятор вязкости и водоотдачи, в калиевом растворе - эффективный разжижитель; ИКЛУБ - смазывающая добавка, ИКДЕФОМ – пеногаситель, ИКСИН-О (1) – разжижитель, ИКД - буровой детергент для предупреждения сальникообразований, ИККАРБ-75/150 – карбонатный утяжелитель.

Состав раствора, кг/м³: бентонит 30 – 40; Na₂CO₃ 0,5; NaOH 1; KCl 50; ЭКОПАК R 2; ЭКОПАК SL 8; ИКЛУБ 3 – 5; ИКДЕФОМ - 0,2; ИКСИН - О (1) 1; ИКД 1; ИККАРБ-75/150 50.

Показатели раствора: плотность 1060 – 1100 кг/м³, условная вязкость 25 - 40 сек, ппластическая вязкость 8 - 30 сПз, ДНС 60 - 100 дПа, СНС_0/10 10 - 20/20 - 50 дПа, водоотдача, см³/30мин (API) 6 – 8, рН - 9 – 10, содержание KCl в фильтрате не менее 4%.

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, 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 УЩР, КМЦ, силикат натрия.

Для приготовления 1 м³ силикатного раствора требуется (в кг): глины 80-100; воды 935-900; УЩР 30-50; Na₂Si0₃20-40; КМЦ (или М-14) 5-10; утяжелителя -.до получения раствора требуемой плотности.

Показатели раствора: плотность 1050-2000 кг/м³ УВ= 20-40 с; Ф=4-8 см³/30 мин; СНС₁ = 9-45 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.

6.4.6.10 Гидрофобизирующие растворы [2]

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

Существует ряд разновидностей растворов гидрофобизирующего действия.

Растворы с кремнийорганическими соединениями - содержат в качестве ингибирующей добавки кремнийорганическиесоединения (например, ГКЖ-10, ГКЖ-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 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 1000 - 1240 кг/м³, УВ= 25-30 с, Ф= 5-8 см³/30 мин, СНС₁ = 12-60 дПа, СНС₁₀ – 27-90 дПа, рН = 8-9.

Раствор, обработанный мылами жирных кислот, содержит в качестве добавок алюминиевые мыла высших жирных и нафтеновых кислот, обеспечивающих 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 1060 - 1180 кг/м³, УВ = 18-20 с, показатель фильтрации 3-5 см³/30 мин, СНС₁ = 6-18 дПа, СНС₁₀ – 12-24 дПа, рН = 8-9.

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 соленасыщенного раствора, не обработанного реагентами-понизителями фильтрации, и соленасыщенного глинистого раствора, стабилизированного реагентами.

Известково-битумный раствор

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).

В настоящее время промышленностью используются две рецептуры ИБР, разработанные ВНИИКРнефтью совместно с РУНГ им. И.М. Губкина: ИБР-2 и ИБР-4. ИБР-4 разработан специально для бурения в условиях высокой глинистости разреза, наличия солей и проявлений сероводорода.

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

ИКИНВЕРТ-Т

Система ИКИНВЕРТ-Т отличается очень высокой термостойкостью. Свойства этого раствора после термообработки (даже при температуре 180^оС) практически не меняются.

Состав раствора, л(кг)/м³: Дизтопливо 490 л; ИКМУЛ-1 12 л;ИКМУЛ-2 4 л; ИКФЛЮИД 6 л; ИКСОРФ 6 л; ИКТОН 5 кг; ИКЛОС 10 кг; известь 15 кг; барит 1460 кг; водный рассол (50 – 400 г/л NaCl или CaCl₂) 120 л. Соотношение углеводородной фазы к водной = 82 : 18.

Назначение реагентов: ИКМУЛ-1, ИКМУЛ-2 - первичные эмульгаторы, ИКФЛЮИД - гидрофобизатор твердой фазы, ИКСОРФ - гидрофобизатор твердой фазы, разжижитель, ИКТОН - структурообразователь, олеофильный бентонит, ИКЛОС - понизитель водоотдачи при высоких температурах, олеофильный гумат.

6.6.5 Высококонцентрированный инвертный эмульсионный раствор [2]

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 ⁰С. 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 МgС1₂, 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 % (10 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).

вопрос-10: «Типы буровых растворов и условия их применения»