Виды промывочных жидкостей и условия их применения.

⇐ ПредыдущаяСтр 3 из 6Следующая ⇒

Пресные и минерализованные глинистые растворы. Дисперсионной средой этих глинистых растворов является вода, дисперсной фазой – глина. Пресными, слабо-, средне- и высокоминеразованными считаются растворы с содержанием NaCl до 1%, 1 – 3%, 3 – 10% и более 10% соответственно. Используется вода из ближайших наземных и подземных источников, при необходимости повышения минерализации на стадии приготовления растворов в них вводится соль.

Свойства глинистых растворов в большой мере определяются типом глин и качеством глинопорошков. На рисунке 2 приведены графики изменения пластической вязкости η от содержания различных глин.

1 – бентонит, 2 – суббентонит, 3 – слабо гидратируемая глина.

Рисунок 2 – Влияние содержания различных глин на вязкость

глинистого раствора

Из рисунка 2 видно, что с ростом содержания бентонита резко загущается раствор, суббентонит (бентонит с примесями гидрослюд и коалинита) в меньшей, а малогидратируемая глина (коалинит) в еще меньшей степени загущают глинистый раствор. Это означает, что при использовании бентонита можно получать растворы небольшой плотности, а растворы из малогидратируемой глины могут быть седиментационно неустойчивыми.

В целом, качественные пресные и минерализованные глинистые растворы, кроме воды и глины, содержат реагенты понизители фильтрации (ПФ) и понизители вязкости (ПВ), может быть и целый ряд других реагентов, если этого требуют условия бурения. Поступление в промывочную жидкость шлама и солей, рост с глубиной скважин объемной температуры жидкости являются наиболее общими и характерными дестабилизирующими факторами условий бурения. Поэтому выбор типа промывочной жидкости, средств и методов регулирования параметров проводится с учетом реакции ее на воздействие указанных выше факторов.

Поскольку воздействие шлама, солей и температуры на глинистые растворы проявляется прежде всего в их коагуляции, то и основным методом поддержания параметров в рабочем состоянии является управление физико-химическим процессом – стабилизацией и коллоидной защитой. Применительно к глинистым растворам предотвращение коагуляции достигается созданием на глинистых частицах защитных сольватных слоев, экранирующих близкодействующие силы межчастичного притяжения. В пресных глинистых растворах это легко достигается практически любыми реагентами стабилизаторами, если объемные температуры невысокие (до 100 – 120 °С), или применением термостойких реагентов при повышенных температурах. В минерализованных глинистых растворах используются солестойкие реагенты. Наряду со структурно-механическим фактором стабилизации, при регулировании свойств глинистых растворов важен и кинетический фактор, в данном случае заключающийся в уменьшении концентрации частиц дисперсной фазы, особенно ее коллоидной составляющей (очистка, разбавление).

Пресные глинистые растворы, используемые обычно в верхних интервалах современных скважин, подвергаются агрессивному воздействию солей, содержащихся в цементном камне, разбуриваемом в кондукторе или в технической колонне. Основным агрессивным катионом в цементном камне является Ca²⁺, находящийся в составе гашеной извести. Применяются три метода борьбы с загрязнением пресного глинистого раствора цементом: 1) разбуривают цементный стакан при промывке водой и сбрасывают отработанную жидкость в отвал; 2) переводят загрязненный цементом глинистый раствор в известковый, что требует дополнительных усилий для регулирования свойств известкового глинистого раствора; 3) вводят в загрязненный глинистый раствор реагенты, связывающие катионы кальция, как правило, совместно с реагентами понизителями вязкости. Часто используют третий метод. Иногда для осаждения Ca²⁺ используют ввод кальцинированной соды:

Ca(OH)₂ + Na₂CO₃ → CaCO₃↓ + 2NaOH.

Из-за образования достаточно большого количества щелочи, являющейся тоже достаточно сильным коагулятором глинистых растворов, лучше использовать пищевую соду:

Ca(OH)₂ + NaHCO₃ → CaCO₃↓ + NaOH + H₂O;

NaOH + NaHCO₃ → Na₂CO₃ + H₂O.

Образующаяся в результате реакции кальцинированная сода является более слабым коагулятором и, вместе с тем, она легко вступает в реакцию со свободным Ca²⁺ с образованием мела.

Особенности регулирования слабо-, средне- и высокоминерализованных глинистых растворов заключаются в следующем.

Для регулирования свойств слабоминерализованных глинстых растворов можно использовать те же реагенты, что и для пресных растворов, однако концентрацию их необходимо повышать.

Для регулирования свойств среднеминерализованных глинистых растворов необходимо использовать реагенты, солестойкие при содержании NaCl до 10%, например, лигносульфонаты, КМЦ, акрилаты и др.

Для регулирования свойств высокоминерализованных глинистых растворов необходимо использовать комплексную обработку с учетом индивидуальных особенностей реагентов. В высокоминерализованных глинистых растворах, например:

– КМЦ хорошо снижает вязкость, резко снижает СНС, слабо снижает ПФ;

– крахмальные реагенты хорошо снижают ПФ, повышают вязкость и мало влияют на СНС, устойчивы к Ca²⁺ и Mg²⁺;

– ГПАА и гипан хорошо снижают ПФ, повышают вязкость и снижают СНС, неустойчивы к Ca²⁺ и Mg²⁺;

– КССБ слабо снижает ПФ, повышает вязкость и СНС, устойчива к Ca²⁺ и Mg²⁺.

Ниже приведена характеристика некоторых глинистых растворов.

Гуматные растворы [2]. К этому виду относится 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 °С. В отсутствие минерализации фильтрация гуматных растворов остается небольшой даже при температуре 200 °С, однако усиливается загустевание раствора.

Лигносульфонатные растворы [2]. 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.

Хромлигносульфонатные растворы [2]. Это глинистые растворы, стабилизированные хромлигносульфонатными (феррохромлигносульфонатными) 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 лигносульфонатными растворами устойчивостью к загущающему действию глин и более высокой термостойкостью (до 180 °С). Наибольший разжижающий эффект достигается при рН бурового раствора 9 – 10.

Полимерные недиспергирующие промывочные растворы [1]. Это водные растворы высокомолекулярных полимеров (акрилатов, полисахаридов), структурированные малыми добавками бентонита, или без него.

Эти растворы предупреждают диспергирование разбуриваемых пород и повышение содержания твердой, в т.ч. и глинистой фаз в растворе. Характеризуются низким содержанием глинистой фазы, что способствует улучшению показателей бурения (повышению механической скорости проходки и проходки на долото).

Главная проблема применения полимерных недиспергирующих растворов – предотвращение обогащения их выбуренной породой. Поэтому в состав раствора вводят специальные реагенты флокулянты селективного действия (например, гидролизованный полиакриламид – ГПАА), флокулирующие 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 высококоллоидальных и потенциально неустойчивых, и в крепких, устойчивых карбонатно-глинистых разрезах, а также для вскрытия продуктивных пластов.

Соленасыщенные глинистые растворы [1].

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.

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, палыгорскит), 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.

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

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

⇐ Предыдущая 1 234 5 6 Следующая ⇒