Специальные промывочные растворы

Известковые глинистые растворы. При разбуривании сильно набухающих глин и солевых отложений, для борьбы с обвалами стенок и сужениями стволов скважин, а также в случае притока в скважину высокоминерализованных вод применяют известковые глинистые растворы в сочетании с NaOH, ССБ, КССБ и другими реагентами, а также понизителями липкости.

Растворы, обработанные известью, обладают небольшими вязкостью, статическим и динамическим напряжениями сдвига, легко управляемы и весьма стабильны.

Рецептура первичной обработки глинистого раствора известью подбирается в зависимости от его качества, степени минерализации, концентрации глинистой фазы и т. п. Примерное соотношение между' химическими реагентами (в процентах от объема раствора) таково: ССБ (50%-ной концентрации) от 0,3 до 4,0%, каустическая сода (кристаллическая) от 0,05 до 0,5%, известь (сухая) от 0,1 до 0,8%.

При последующих обработках раствора известью с целью поддержания постоянства стабильных свойств его на каждый метр углубления скважины добавляют следующее количество компонентов: ССБ (КССБ) 10—35 л, каустической соды 4—7 кг, извести 6— 10 кг.

Если известкование раствора производится с использованием КССБ, то добавки каустической соды колеблются в пределах 1— 3 кг на 1 м проходки.

Недостатком глинистых растворов, обработанных пзвестыо, является тенденция их к загустевапию при температурах порядка 393° К и выше.С помощью различных добавок (например, хромпика) процесс загустевают может задерживаться.

Высококальциевые растворы (ВКР). Обычные глинистые растворы для перевода в высококальциевые обрабатывают хлористым кальцием, известьюи реагентом-стабилизатором (КМЦ, крахмал, КССБ и другими реагентами, устойчивыми к действию солей). При необходимости в эти растворы можно добавить понизители вязкости (ССБ, ПФЛХ, окисленный лигнин и др.), утяжелитель или нефть. ВКР может быть применен при бурении в самодиспергирующихся глинистых сланцах с целью предотвращения осыпей и обвалов стенок скважины: в пластичных набухающих глинах препятствует быстрому переходу глины в раствор и росту его вязкости в условиях минеральной агрессии. Отличительной особенностью ВКР является его состояние регулируемой коагуляции, обусловленное повышеннымсодержанием иона кальция в фильтрате глинистого раствора. При проникновении фильтрата ВКР в пласт происходит его активное взаимодействие с частицами глины на стенках скважины. Адсорбция кальция в количестве, превышающем порог коагуляции глинистых частиц, уменьшает гидратацию глины вплоть до полного разрушения диффузного слоя. Создаются условия для слипания и агрегирования глинистых частиц на поверхности раздела.

Резкое изменение, структурно-агрегатного состояния глины вызывает увеличение ее механической прочности, предотвращает процесс самопроизвольного осыпания сланцев. Расход реагентов для поддержания необходимых параметров обусловливается содержанием иона Са в фильтрате раствора и рН среды. Для бурения в сыпучих глинистых сланцах содержание иона Са колеблется в пределах 0,08—0,15% при рН = 8 9. При этом расход реагентов составляет 0,3-0,6% СаС1₂, 0,1-0,15% Са (ОН)₂, 0,1-0,3% ССБ и 1 — 1,5% КМЦ (добавки реагентов даны в процентах сухого вещества на объем глинистого раствора). ВКР, стабилизированные КМЦ, обладают сравнительно низкой термостойкостью. Уже при t = 330 350° Кпроисходит резкое повышение водоотдачи, а для КССБ-1 при t = 373 393° К 5 < 15—18 см ³. Более термостойкими оказываются растворы, стабилизированные КССБ-2, при которой необратимое увеличение водоотдачи наблюдается лишь при t> 423° К.

Для забойной температуры t < 373 393° К рекомендуется следующая рецептура ВКР: концентрация 0,75—1% СаС1₂, 0,2— 0,5% Са (ОН)₂ и 10—12% КССБ-1. При этом параметры раствора: плотность 1,2—1,25 т/м³, вязкость 35—50 сек, водоотдача 5—8 еж³, содержание ионов Са в фильтрате 0,25—0,3%, рН = 7 9. Для забойной температуры до 423° К концентрация реагентов в растворе должна быть 0,75-1% СаС1₂ и 12% КССБ-2-10.

Эмульсионные растворы. В ряде случаев в водную дисперсионную среду химически обработанных глинистых растворов вводят равномерно распределенные капельки нефти, стабилизированной Эмульгаторами, или нефтепродуктов (до 10—30% по весу от объема раствора). Такиерастворы называют эмульсионными.

Хороший эмульсионный раствор может быть получен лишь на базе высококачественного исходного химически обработанного глинистого раствора путем поддержания в нем оптимального количества нефтянойфазы (в среднем 10—20%), высокой стабильности и дисперсности эмульсии (размеры глобул должны быть в пределах 10—100 мкм).

Нефтяной компонент не только улучшает параметры раствора, но и придает ему новые свойства. Перед введением нефти глинистый раствор обрабатывают химическими реагентами (УЩР, ССБ, КМЦ), соответствующими условиям бурения. При этом нередко обходятся безспециальных реагентов-эмульгаторов. Если же стабильность эмульсин недостаточна или необходима более тонкая эмульсия, то в раствор добавляют эмульгаторы — сульфатно-нафтеновые кислоты, их солии различные контакты (газойлевый, керосиновый, НЧК, детергент ДС) в количестве 0,1—1,0%.

С введением 5% нефти (по весу от объема раствора) резко снижается липкость раствора, при 7—8% прекращается образование сальников. При дальнейшем увеличении количества нефти заметно увеличиваются механические скорости проходки, уменьшается износ долот.

Оптимальное количество нефти в растворе устанавливается опытным путем в зависимости от условий бурения. Нефть добавляется в процессе циркуляции со скоростью, позволяющей ввести расчетное количество нефти за два-три цикла циркуляции.

Растворы на нефтяной основе предназначены: для бурения в осложненных условиях, в частности при проходке обваливающихся соленосных и других пород; для вскрытия продуктивных пластов (особенно с низким пластовым давлением); для бурения глубоких п сверхглубоких скважин при высоких забойных температурах; для увеличения проходок на долото.

Параметры растворов па нефтяной основе в зависимости от конкретных условий бурения могут изменяться в широких пределах: плотность от 0.9 до 2,2 т/ м ³, вязкость по СПВ-5 от 35 сек до «нетечет», фильтрация за 30 мин нуль, статическое напряжение сдвига¹ от нуля до нескольких сот мн/см², стабильность практически равна нулю. Растворы на нефтяной основе при низких температурах приготовляются следующим образом: смесь битума с дизельным топливом в глиномешалке нагревается до 303—313° К открытым паром, а затем вводится известь. При гашении извести водой (конденсатом пара) температура в глиномешалке поднимается до 373—393° К„ Свободная вода испаряется, получается безводный раствор на нефтяной основе. При сравнительно высоких температурах в скважине процесс приготовления может быть упрощен. В приемные емкости заливается дизельное топливо, в которое в процессе циркуляции вводится расчетное количество известково-битумных порошков и воды. В настоящее время наиболее освоенной рецептурой растворов на нефтяной основе является приготовление их из известково-битумных порошков. На 1 м³ раствора на нефтяной основе расходуется 0,65 м³ дизельного топлива, 4,9 кг известково-битумных порошков, в которых отношение извести к битуму по массе для растворов с плотностью меньше 1,5 т/м³ берется 2: 1, а для растворов с плотностью более 1,5 т/м³ это отношение равно 1: 1, к раствору добавляют 20% воды от массы извести. При этом используются окисленный битум с температурой размягчения 413—433° К, негашеная известь активностью не менее 60%, которая получается путем обжига природного известняка; дизельное топливо можно применять как зимнее, так и летнее. Битум п известь применяются в порошках. Известково-битумные порошки изготовляются путем раздельного или совместного помола битума и извести в молотковых дробилках.

Безглинистые промывочные растворы. В последнее время в нефтяных районах Украины, Саратовской, Пермской и других областях начинают применяться безглинистые промывочные растворы.

Ниже приводятся некоторые рецептуры указанных жидкостей.

Меловой раствор. Сырьем для приготовления этого раствора являются отходы мелоцементных заводов или меловая крошка. Химическая обработка исходной меловой суспензии состоит в добавлений 15—20% УЩР. Параметры обработанного мелового раствора: плотность 1,2—1,34 т/м³, вязкость 30—40 сек, водоотдача 7—12 см⁹ за 30 мин.

Высококалъциевые безглинистые эмульсионные растворы. Исходным Материалом для получения этих растворов служит крахмально-нефтяная эмульсия следующего состава: воды 80—85%, нефти 15 — 20%, крахмала 4—5%, каустической соды 0,5—0,6% (по массе крахмала).

Крахмально-нефтяная эмульсия имеет следующие параметры: плотность 1,0 т/м³, вязкость 250—300 сек, водоотдача 2—3 см³ за 30 мин, статическое напряжение сдвига 0 мм/см². Высококальциевые эмульсионные растворы применяются при бурении солей и ангидрита. За счет насыщения солью и обогащения выбуренной породой плотность увеличивается до 1,2—1,26 т/м³, вязкость снижается до 25—40 сек и водоотдача увеличивается до 4—8 см³.

Естественные аргиллитовые растворы. Естественная аргил-литовая суспензия, получаемая при бурении аргиллитов, обрабатывается 15% УЩР; в результате раствор приобретает следующие параметры: плотность 1,22 т/м³, вязкость 18—20 сек, водоотдача 5—8 см³. Возможно утяжеление исходного естественного аргиллитового раствора до плотности 1,4 т/м³ путем добавления мела. Иногда для стабилизации естественного аргиллитового раствора применяют реагент 2%-иой концентрации следующего состава: 20 ч. гидролизованного полиакриламида, 2 ч. NaOH и 2 ч. триполифосфатнатрия, условно названного PG-2. Стабилизированный реагент РС-2 аргиллитовый раствор устойчив к воздействию высокой температуры до 373—383° К, допускает утяжеление гематитом до плотности 1,5— 1,55 т /м³, при этом вязкость его не превышает 50—70 сек, а водоотдача 6—8 сл³. Расход реагента РС-2 (сухого, вещества) для обработки естественного аргиллитового раствора составляет 0,6—1,6 кг на 1 м обрабатываемого интервала.

Безглинистый крахмально-силикатный раствор. Составными материалами указанного раствора являются: крахмал 3—4%, кристаллическая каустическая сода 1,5 — 2%, жидкое стекло 15—20% и вода 80-85%.

Параметры крахмально-силикатного раствора: плотность 1,12 т /м³, вязкость 48 сек, водоотдача 4 см³, статическое напряжение сдвига 20,5 мм/см². Плотность можно регулировать добавками утяжелителя в пределах до 1,7 т/м³. Раствор не восприимчив к соляной агрессии.