Промывка скважин и буровые растворы

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 хромлигносульфо- наты (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, окзила 10 — 30, утяжелителя — до получения раствора требуемой плотности.

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

Алюмокалиевый раствор содержит в качестве ингибирующей добавки алюмокалиевые квасцы и  гидроксид калия; 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. В качестве ингибирующей добавки вводят алюмокалиевые квасцы, гидроксид калия, бихро- мат калия.

На  приготовление 1 м³ раствора требуется (в кг): глины 60—150, KAI(S0₄)₂ 3 — 5, KOH 1—3, K₂Cr₂0₇ 0,3 — 0,5, воды 960 — 920, окзила 20 — 30, метаса (или М-14) 3 — 5, утяжелителя — до получения раствора требуемой плотности.

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 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, Na₂SiO₃ 20-40, КМЦ (или М-14) 510, утяжелителя - до получения раствора требуемой плотности.

Показатели  раствора: плотность 1,05-2 г/см³, условная вязкость 2040 с, показатель фильтрации 4-8 см³/30 мин; СНС₁ = 9-45 дПа, рН = = 8,5-9,5. Оптимальное значение рН, при котором раствор считается термостойким, находится в диапазоне 8,5-9,5. Повышение структурно- механических характеристик достигается вводом пасты, приготовленной из бентонитового глинопорошка с добавкой УЩР.

Гидрофобизирующие растворы содержат в качестве ингибирующих добавок вещества, вызывающие гидрофобизацию глинистых пород, крем- нийорганические 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 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 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 берут в соотношении 1:20 (в пересчете на 6%-ный ПАА марки АМФ это составляет 1:6, а на товарный ПАА: ГС - 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, 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 1,06—1,18 г/см³, вязкость 18 — 20 с, показатель фильтрации 3 — 5 см³/30 мин, СНС₁ = 6-18 дПа, СНС₁₀ = 12-24 дПа, рН = 8-9.

7.3.3. 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.

Раствор на основе гидрогеля магния 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 терригенных 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 приобретает гелеобразную консистенцию. После того как условная вязкость повысится до 30 — 40 с, а СНС₁ — до 20 — 30 дПа, в гидрогель добавляют реагент-понизитель фильтрации (КМЦ, крахмал, КССБ, окзил).

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

На  приготовление 1 м³ раствора требуется (в кг): MgCl₂ (или MgS0₄) 300 — 280, Na0H 15 — 20, Mg(0H)₂ (или Mg0) 50—100, КМЦ 20 — 25, КССБ-4 30 — 50, воды 850 — 800.

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

7.3.4. 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 для вскрытия и освоения продуктивных пластов и бурения соляных отложений с пропла- стками калийно-магниевых солей.

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

Как показывают результаты исследований ВолгоградНИПИнефти, процесс гидратации глин можно частично снизить или полностью приостановить, повысив концентрацию электролита в водной фазе инвертной эмульсии.

Инвертные эмульсии отличаются высокой стабильностью  свойств. Они устойчивы при большом  количестве выбуренной породы.

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 имеет высокую термостойкость (200-220 °С). Разработан в ГАНГ им. И.М. Губкина.

Содержание  компонентов в 1 м³ ИБР различной степени утяжеления приведено в табл. 7.5.

Учитывая  непостоянство состава и свойств  большинства исходных материалов, используемых для приготовления ИБР, указанный в табл. 7.10 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 проявления сероводорода.

Составы ИБР-2 и ИБР-4 различной плотности  приведены в табл. 7.5, а показатели их свойств - в табл. 7.6.

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.

Эмульсионный известково-битумный раствор (ЭИБР) - инвертная

Таблица 7.5

Состав известково-битумных растворов (кг на 1 м³ раствора)

Компонент	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 марки ДЛ	563	546	529	512	495	478	461	444	427	410	393	376
Битум с температурой размягчения 120—155 °С (по	155	145	135	125	115	105	95	85	75	65	55	45
методам К и Ш)
Негашеная известь (СаО)	310	290	270	250	230	210	190	170	150	130	110	90
Вода	60	56	52	48	44	40	36	32	28	24	20	16
Сульфонол НП-3 или НП-1	12	13	14	15	16	17	18	19	20	21	22	23
Барит влажностью менее 2 %	100	250	400	550	700	850	1000	1150	1300	1450	1600	1750
						ИБ	Р-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 ее активность, составляющую	147	138	129	120	111	102	93	84	75	66	57	48
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
СМАД-1	10	10	10	10	10	10	15	15	15	15	15	15
Эмультал	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	583	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 ее активность, составляющую	196	183	169	156	142	129	115	102	88	75	61	48
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

¹ Кр на 1 м³: 400 л сульфонола НП-3 (40%-ный раствор); 40 кг CaCl₂; 195 л СМАД-1; 195 л ИКБ-4 «Н»; 195 л дизельного топлива.

Таблица 7.6

Показатели свойств  ИБР-2 и ИБР-4

Показатели	Предел изменения
	ИБР-2	ИБР-4
		1	2	3
Плотность, г/см3	1,05-2,3	1,1-1,5	1,5-1,9	1,9-2,3
Условная вязкость, с, при истече	9- 20	15-25	16-30	18- 40
нии 100 см3 раствора из залитого
200 см3 (при 46 °С)
Статическое напряжение сдвига
(при 46 °С), дПа:
СНС1	0-50	6-20	24-40	30-50
СНСю	6- 100	12-40	40-90	60- 120
Пластическая вязкость (при 46 °С),	< 100	50-70	60-80	70-90
мПа-с
Динамическое напряжение сдвига	< 100	30-60	50-100	70-120
(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 (допус	<10	<20	<20	<20
тимое), %

Примечания: 1. Электростабильность 600 В. 2. Для ИБР-4 цифры 1, 2, 3 обозначают номера рецептур.

 

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