Ингибированные глинистые растворы.

⇐ ПредыдущаяСтр 4 из 6Следующая ⇒

При строительстве нефтяных и газовых скважин большой протяженности интервалы бурения приходятся на глины и глиносодержащие породы. Высокая гидрофильность глинистых пород, склонность их к набуханию и пептизации вызывают значительные трудности в процессе бурения скважин в связи с загущением промывочных жидкостей, осыпями и обвалами горных пород. Для торможения процесса пептизации глин и предупреждения указанных осложнений широкое распространение получило ингибирование промывочных жидкостей, направленное на ограничение активности глин к гидратации. Это достигается неионным и ионным ингибированием.

Неионное ингибирование заключается в экранировании активных центров поверхности глин за счет образования адсорбционно-сольватных слоев полимерами и (или) реагентами гидрофобизаторами. Обволакивание глинистых частиц пленкой из полимера и гидрофобизатора (инкапсулирование) ограничивает доступ молекул воды к поверхности частиц.

Сущность ионного ингибирования заключается в модифицировании поверхности глин свободными (диссоциированными) ионами среды на основе строго дозируемой степени коагуляции с целью подавления способности глин к набуханию, пептизации и структурообразованию с сохранением уровня лиофильности, достаточного для обеспечения агрегативной и седиментационной устойчивости промывочной жидкости (Э.Г. Кистер). Исходя из этого определения, технология ингибирования заключается в следующем.

В исходный глинистый раствор вводится ионный ингибитор – обычно это соль, растворимая в воде с той или иной степенью диссоциации на ионы. Диссоциированные ионы начинают взаимодействовать с двойными электрическими слоями (ДЭС) глинистых частиц, происходит сжатие диффузной части ДЭС, соответственно изменяется зарядовое состояние поверхности частиц, они сближаются с образованием связей, т.е. развивается процесс коагуляции (слипания частиц). Для затормаживания процесса коагуляции на определенном уровне (степени) в промывочный раствор вводится реагент, обычно это понизитель вязкости. Полученная частично коагулированная система стабилизируется вводом органических реагентов – защитных коллоидов. Ограниченная таким образом склонность поверхности глин к гидратации имеет место и в глиносодержащих породах стенок ствола скважины, при повышении их влажности ослабление связей замедляется, продолжительность периода устойчивого состояния стенок скважины возрастает. Зачастую этого бывает достаточно для завершения буровых работ по углублению забоя, креплению ствола и т.п.

Поскольку ионные ингибиторы – это обычно сильные коагуляторы, то эффективность реагентов понизителей вязкости и фильтрации снижается. Для поддержания их эффективности обязательным компонентом ингибированных глинистых растворов является щелочь, повышающая ионную силу раствора, и тем самым усиливающая адсорбционные и ионообменные процессы, необходимые для эффективной работы реагентов стабилизаторов.

Особенностью технологии перевода исходного глинистого раствора в ингибированный является также необходимость снижения условной вязкости до 25 – 35 с, чтобы избежать сильного загущения раствора при вводе ингибитора.

Таким образом, обязательными компонентами ингибированного глинистого раствора являются:

Исходный глинистый раствор + щелочь + ингибитор + ПВ + ПФ.

Ингибированные глинистые растворы хорошо совмещаются с утяжелителями, смазочными добавками. Обычно ингибированные глинистые растворы называют по ингибитору: кальциевые (известковые, гипсовые, хлоркальциевые), калиевые, алюминизированные, силикатные и т.п.

Ниже приводится характеристика некоторых ингибированных глинистых растворов.

Известковые растворы [2].

Известковые растворы представляют собой сложные многокомпонентные системы, включающие кроме глины и воды еще четыре обязательных реагента: гашеную известь Ca(OH)₂, каустик, понизитель вязкости, защитный коллоид. В их состав также могут входить нефть или дизельное топливо, утяжелитель и различные добавки специального назначения.

Известковые растворы используют при разбуривании высококоллоидных глинистых пород и аргиллитов. В результате применения известковых растворов повышается их глиноемкость, снижаются пептизация выбуренной глины, набухание и вспучивание сланцев, слагающих стенки скважины, уменьшается опасность прихватов. Известковые растворы ограниченно солестойки (до 5% по NaCl).

Основной недостаток известковых растворов – невысокая термостойкость (100 ÷ 120 °С) из-за возможности образования вяжущего – гидросиликатов кальция 6CaO·3SiO₂·2H₂O.

Гипсоизвестковый раствор – ингибирующий кальциевый раствор, содержащий в качестве носителя ионов кальция гипс CaSO₄·2H₂O (алебастр CaSO₄·½ H₂O) 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. Благодаря высокому содержанию ионов кальция гипсовые растворы обладают более высоким ингибирующим эффектом.

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

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 – 3500 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 (при большом содержании Ca²⁺) 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 = 12 – 24 дПа, СНС₁₀ = 30 – 60 дПа, показатель фильтрации = 3 – 5 см³/30 мин) раствор обрабатывают хлоридом кальция и известью.

Калиевые промывочные растворы содержат в качестве ингибирующих электролитов соединения калия. Действие калиевых растворов обусловлено насыщением ионами калия глинистых минералов благодаря малым размерам иона из-за отрицательной гидратации. 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 [1] 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.

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 °С.

Калиевый глинистый промывочный 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 ПФ; ЭКОПАК SL – высокоэффективный регулятор вязкости и ПФ, 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.

Высокоингибирующий промывочный раствор ИКГЛИК [1]. Промывочный раствор ИКГЛИК - это новый, современный калиевый раствор на водной основе с добавлением гликолей, которые при сравнительно невысокой стоимости существенно меняют технологические свойства промывочных растворов на водной основе. Наименование раствора и реагента одинаково – ИКГЛИК. Система ИКГЛИК обладает высокой степенью ингибирования водочувствительных неустойчивых глин. По эффективности эта система приближается к растворам на нефтяной основе со сбалансированной активностью водной фазы.

Система ИКГЛИК предназначена для бурения в неустойчивых глинах, качественного вскрытия продуктивных пластов, бурения наклонных и горизонтальных стволов большой протяженности.

Благодаря применению раствора ИКГЛИК в неустойчивых глинах можно получать ствол скважины практически номинального диаметра. Для этих целей используются специально модифицированные гликоли (двухатомные спирты). В обычных условиях эти соединения полностью растворимы в водной фазе любых растворов. Обладая особой химической структурой, молекулы модифицированных гликолей адсорбируются на активных участках поверхности глин. В результате экранирования этих участков происходит подавление процессов гидратации и набухания глинистых минералов.

Особенно эффективно ингибирующее действие гликолей в сочетании с ионами калия, когда происходит и электростатическая нейтрализация глин. При таком комбинированном воздействии активные поверхности глины слипаются, образуя устойчивые коагуляционные структуры. Поэтому гликоли чаще всего используются в системе KCl/ИКСТАБ, в которой капсулирующий агент ИКСТАБ замедляет проникновение фильтрата в микротрещины глин.

В итоге система ИКГЛИК позволяет практически полностью предупредить осыпи и обвалы неустойчивых глин.

Растворы, обработанные солями трехвалентных металлов [3].

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 ингибирующей 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.

Алюмокалиевый раствор содержит в качестве ингибирующей добавки алюмокалиевые квасцы, гидроксид калия и бихромат натрия; рН таких растворов поддерживается близким к нейтральному. Ингибирующее действие этого раствора выше, чем алюминизированного. Он может использоваться и для разбуривания увлажненных глинистых отложений. Раствор готовят аналогично алюминизированному.

Малосиликатные глинистые растворы [3]. Основными компонентами малосиликатного раствора (МСР), кроме глины и воды, являются силикат натрия (калия) и защитные реагенты. Добавка силикатов Na⁺ и K⁺ в зависимости от условий применения составляет 2 – 5%, при этом оказывается крепящее действе за счет образования нерастворимого силиката кальция на поверхности глин, особенно кальциевого типа. Кроме того, силикаты способствуют повышению термостойкости реагентов на 30 – 40 °С за счет обволакивания пленкой полимеров, которая затормаживает диффузию кислорода, и тем самым снижает термоокислительную деструкцию.

При переводе исходного раствора в малосиликатный вязкость должна быть 35 ± 5 с, рН = 7, и должно быть полное отсутствие поливалентных солей, которые удаляются добавкой кальцинированной соды. Затем вводится 2 – 5% силиката (на первичные обработки, а при бурении 0, 5 – 1, 5%), раствор перемешивается и обрабатывается полимерами.

Следует учесть, что силикаты повышают вязкость и СНС, а КМЦ снижает, поэтому сначала вводится 70 – 80% расчетного количества силиката, затем КМЦ и остальной силикат, затем, при необходимости, понизитель вязкости. Оптимальный рН МСР должен быть в пределах 8, 5 – 9, 5, содержание сульфат-иона не более 0, 35 г/л, избыток его, снижающий термостойкость, удаляется добавкой хлорида бария до 0, 5%.

Следует отметить, что по ингибирующему действию на глинистые породы при температуре 200 °С и более малосиликатный раствор не имеет аналогов.

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 кремнийорганические соединения (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 глинистого раствора. Растворы, обработанные защитными реагентами и ГКЖ, являются термостойкими.

Эмульсионные глинистые растворы (ЭГР). Эмульсионные глинистые растворы относятся к гидрофильным эмульсиям, дисперсионной средой их является вода, а дисперсной фазой глинистые частицы и глобулы углеводородных соединений.

Современная технология строительства скважин связана с проводкой стволов сложного профиля, с большими и сверхдальними отходами от вертикали и, следовательно, значительными затратами энергии на трение колонн в скважинах, с большими рисками прихватов колонн стенками ствола. Поэтому бурение таких скважин осуществляется с промывкой жидкостями на основе прямых и обратных эмульсий. Главное назначение гидрофобного компонента в промывочных жидкостях на водной основе, – это уменьшение затрат энергии на трение, снижение опасности прихватов и улучшение показателей работы породоразрушающих инструментов. Углеводородные соединения позволяют получить облегченные промывочные жидкости. Большинство современных смазочных добавок, изготавливаемых на основе жирных кислот, сложных эфиров и др., малорастворимы в воде, их необходимо эмульгировать. Тем более в эмульгировании нуждаются отходы производства масел растительного и синтетического происхождения.

Глинистые растворы достаточно легко переводятся в эмульсии I рода благодаря способности его основных компонентов эмульгировать углеводороды в воде. Этой способностью обладают глинистые частицы, химические реагенты пептизаторы, защитные коллоиды и ПАВ.

При применении ЭГР с большим содержанием углеводородной фазы (10 – 30% и более), позволяющей получать облегченные глинистые растворы для вскрытия продуктивных пластов, требуется ввод специальных эмульгаторов I рода, например, анионактивного ПАВ сульфонол НП-1, неионогенного ПАВ ОП-10 и др., при условии хорошей совместимости их с базовой промывочной жидкостью.

⇐ Предыдущая 1 2 345 6 Следующая ⇒