Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Промывка и продувка скважин



Промывочные растворы и их основные параметры

скважина эмульсионный глинистый раствор

Периодическую промывку скважин начали применять со второй половины XIX столетия, т. е. с того времени, когда широкое распространение получил ударный способ бурения и было обнаружено, что наилучшая очистка забоя от выбуренной породы достигается при доливании в скважину небольшого количества воды.

Изобретение вращательного способа бурения привело к необходимости непрерывной промывки скважины во время ее бурения. Вода была первой промывочной жидкостью и при вращательном бурении.

Развитие технологии бурения показало, что при разбуривании глин
и глинистых отложений образующийся в скважине глинистый раствор значительно облегчает процесс выноса породы и проходки скважины. Поэтому стали не только сохранять глинистый раствор, образовавшийся в скважине, но и искусственно приготовлять его на поверхности.

При вращательном бурении промывочная жидкость должна выполнять следующие функции:

1) очищать забой скважины от выбуренной породы, вынося ее на поверхность;

2) создавать противодавление на стенки скважины для предотвращения обвалов породы и проникновения в скважину пластовых флюидов - газа, нефти и воды из разбуриваемых пластов;

3) охлаждать долото, турбобур, электробур и бурильную колонну;

4) смазывать все трущиеся детали долота, турбобура, уменьшать трение бурильной колонны о стенки скважины;

5) передавать энергию турбобуру (при турбинном способе бурения);

6) удерживать выбуренные частицы горной породы во взвешенном состоянии при прекращении циркуляции;

7) обеспечивать глинизацию стенок скважины для повышения их устойчивости.

Первым пяти требованиям удовлетворяет как вода, так и глинистый раствор, однако две последние очень важные функции выполняют только глинистые растворы, которые и получили наиболее широкое применение в буровой практике.

Кроме воды и глинистого раствора, в особых условиях бурения (в продуктивных горизонтах, в набухающих сланцевых отложениях, при отборе керна) применяются другие промывочные жидкости:

глинисто-известковые растворы,

растворы на углеводородной (нефть, дизтопливо) основе,

эмульсионные растворы,

аэрированные растворы,

воздух, газ.

Вода

Вода, как пресная, так и минерализованная, в том числе и морская, может с успехом быть применена в качестве промывочной жидкости при проходке устойчивых и неразмывающихся горных пород - в районах, где геологический разрез сложен твердыми породами, не обваливающимися в скважину без глинизации ее стенок, в условиях, когда пластовое давление не превышает гидростатического. В этих условиях промывка скважины водой становится наиболее выгодной из-за ее большой подвижности, малой вязкости и относительно небольшого удельного веса. В результате уменьшаются гидравлические сопротивления в бурильной колонне, турбобуре, долоте и затрубном пространстве. Применение воды вместо глинистого раствора в благоприятных условиях позволяет увеличить механическую скорость бурения и проходку на долото до 50 %, достичь экономии за счет сокращения расхода долот и коронок, глины, химреагентов, за счет улучшения условий работы буровых насосов, повышения их производительности и мощности турбобура.

Однако вода как промывочная жидкость имеет два существенных недостатка. Во-первых, возникает опасность прихвата бурильной колонны, так как вода неспособна удерживать во взвешенном состоянии обломки выбуренной породы при прекращении циркуляции. Во-вторых, вода может быть причиной обвалообразований, т. к. она не обеспечивает должного гидростатического давления на стенки скважины. Кроме того, обвалы объясняются физико-химическими воздействиями воды на породу, слагающую стенки скважины.

Следует отметить, что нельзя осуществлять промывку скважины водой при разбуривании продуктивного нефтеносного горизонта, т. к. интенсивная фильтрация воды в продуктивный горизонт затрудняет вызов притока нефти из пласта в скважину после окончания бурения.

Глинистые растворы

Глинистые растворы приготавливаются из глины и воды. Однако не всякая глина пригодна для глинистого раствора. Для того чтобы правильно ориентироваться в выборе глины, познакомимся кратко с их свойствами.

Глина представляет собой смесь глинистых минералов, придающих ей свойства пластичности, и твердых минералов (песка, карбонатов), осложняющих процесс качественного приготовления глинистого раствора. Наиболее распространенные глинистые минералы, входящие в состав глин - каолинит А1203*2SiO2*2Н20, галлуизит А1203*2Si02*ЗН20 и монтмориллонит А1203*4Si02*2Н20. При большом содержании твердых минералов (примесей) глины превращаются в мергели, глинистые пески и другие осадочные горные породы, обладающие очень малой пластичностью.

Глины содержат также окислы железа Fe203, щелочных (калия К20, натрия Na20) и щелочно-земельных (кальция СаО, магния MgO) металлов. Образуются глины при выветривании горных пород, главным образом полевого шпата, под действием воды и углекислого газа, содержащегося в воздухе:

К20*Аl203*6Si02 + С02 + 2Н20 = К3С03 + 4Si02 + Аl203*2Si02*2Н20.

(полевой шпат) (каолинит)

В результате этого процесса происходит накопление в земле глины, кремнезема и солей калия.

Во всех глинах имеется химически связанная вода, образующая на поверхности глинистых частиц слой гидроксильных групп ОН, которые обладают большой полярностью. Поэтому они создают вокруг частиц сильное поле притяжения. Водород этих гидроксильных групп может быть замещен как металлом (Na, К, Са и др.), так и кислотными радикалами (S04, C1, С03 и др.).

Химически связанная вода входит внутрь кристаллической решетки глинистых минералов и удаляется только при прокаливании глины до температуры 500-700 °С. После этого вернуть глине первоначальные свойства уже нельзя.

Гидроксильные группы ОН, создающие вокруг глинистых частиц сильное поле притяжения, притягивают к поверхностям глинистых частиц молекулы воды. Эта вода в отличие от химически связанной воды называется физически связанной водой.

Физически связанная вода, окружающая глинистые частицы слоями, почти полностью удаляется при нагревании глины до 100-150 °С. Однако при этом первоначальные пластические свойства глины почти не теряются.

Глинистые частицы имеют вид плоских чешуйчатых пластинок. Следовательно, площадь контакта при их соприкосновении гораздо больше, чем при сближении зерен песка, имеющих округлую форму.

При смачивании глины водой молекулы воды проникают между пластинками глины и раздвигают их. Вследствие этого объем глины увеличивается за счет ее набухания, глинистые частицы удаляются друг от друга, силы притяжения между ними ослабевают, и глинистый комочек распадается на мельчайшие частицы, покрытые водной оболочкой. Так происходит раздробление (диспергирование) глины в воде и образование глинистого раствора.

Таким образом, для получения глинистого раствора хорошего качества необходимо применять высокосортную глину и совершенные методы приготовления глинистого раствора.

От качества глинистого раствора зависит успешное бурение скважины, и невнимательное отношение к качеству может привести к осложнениям:

обвалам стенок скважин,

прихватам бурильной колонны,

закупорке фильтрационных каналов продуктивных пластов,

выбросам раствора,

газовым или нефтяным фонтанам и т. д.

Если глина недостаточно диспергируется в воде и частицы ее плохо гидратируются, необходимо в приготавливаемый глинистый раствор добавлять специальные химические реагенты.

Качество глинистого раствора

Качество глинистого раствора характеризуется рядом параметров: 1) удельным весом (плотностью), 2) вязкостью, 3) водоотдачей, 4) толщиной глинистой корки, 5) статическим напряжением сдвига, 6) стабильностью и суточным отстоем, 7) содержанием песка.

1. Удельный вес (плотность). Чем больше удельный вес глинистого раствора, тем большее давление оказывает он на забой и стенки скважины. Удельный вес глинистого раствора (плотность) определяют на буровой специальным ареометром.

При бурении скважины необходимо, чтобы давление столба жидкости в скважине несколько превышало давление в проходимых нефтеносных, газоносных или водоносных пластах. Поэтому удельный вес применяемого глинистого раствора должен соответствовать этому требованию.

При разбуривании горизонтов, предрасположенных к обваливанию пород, следует увеличивать удельный вес. В случае прохождения трещиноватых, кавернозных пластов надо, наоборот, уменьшить удельный вес глинистого раствора, чтобы предотвратить его уход в эти горизонты (поглощение).

В неосложненных условиях бурения удельный вес глинистого раствора обычно поддерживают в пределах 1,08-1,22 г/см3.

Вязкость. Под вязкостью понимают внутреннее трение, существующее между слоями жидкости при их перемещении. Внутреннее трение, возникающее при движении глинистого раствора, слагается из трения между молекулами физически связанной воды, между глинистыми частицами, а также между молекулами физически связанной воды и глинистыми частицами.

Из этих трех видов трения наименьшую величину имеет трение между молекулами воды. Поэтому повышение содержания физически связанной воды приводит к уменьшению, а повышение концентрации глинистой фазы - к увеличению вязкости глинистого раствора. Кроме того, величина вязкости глинистого раствора зависит от степени дисперсности глины в воде. В значительной мере влияет на вязкость также химическая обработка глинистого раствора и действие растворимых в воде пород и минеральных солей, находящихся в пластовых водах.

Для определения вязкости существуют специальные приборы - вискозиметры, но из-за сложности конструкции они на буровых не применяются.

Быстро измерить вязкость на буровой можно при помощи упрощенного прибора - стандартного полевого вискозиметра (СПВ).
В этом случае вязкость глинистого раствора определяется по времени его истечения через 5-миллиметровую трубочку (условная вязкость в секундах).

При бурении в пористых, трещиноватых породах с малым пластовым давлением, поглощающих промывочную жидкость, высокая вязкость последней способствует снижению интенсивности поглощения.

В нормальных условиях бурения условную вязкость глинистого раствора устанавливают равной 18-22 с (условная вязкость воды - 15 с).

3. Водоотдача. При бурении скважины глинистый раствор под влиянием перепада давления проникает в поры пластов и со временем закупоривает (глинизирует) их. Образовавшаяся на стенках скважины глинистая корка препятствует проникновению в пласты даже очень малых частиц глины, но не полностью задерживает воду, отделяющуюся от глинистого раствора. Величина водоотдачи зависит от свойств глинистого раствора.

Если применяется глинистый раствор низкого качества, то на стенках скважины образуется толстая, рыхлая и неплотная глинистая корка, через которую отфильтровывается вода в пласт. Образование толстой глинистой корки сужает ствол скважины, что может вызвать прилипание (прихват) бурильной колонны. Кроме того, проникновение отфильтрованной воды в породы может привести к их набуханию и обвалам. В связи с этим всегда стремятся максимально снизить водоотдачу глинистого раствора.

4. Толщина глинистой корки. Для определения толщины глинистой корки используют фильтрационную корку, остающуюся на фильтре при замере водоотдачи. В этих целях фильтр вместе с коркой осторожно извлекают из прибора, отмывают от раствора слабой струей воды и помещают на стекло фильтром вверх. Фильтр осторожно снимают и на специальном приборе Вика иглой измеряют толщину глинистой корки.

5. Статическое напряжение сдвига характеризует прочность структуры неподвижного раствора. Эта прочность возрастает с течением времени, прошедшего с момента перемешивания глинистого раствора. Было установлено, что этот параметр целесообразно измерять через 1 мин и 10 мин после окончания перемешивания. Разница в результатах измерений показывает, насколько упрочнилась структура глинистого раствора за 10 мин.

Статическое напряжение сдвига определяют приборами различного типа, однако на практике наиболее распространен прибор СНС-2

При нормальных условиях бурения рекомендуется поддерживать статическое напряжение сдвига не более 20 мг/см2. Глинистый раствор с большим статическим напряжением сдвига (до 200 мг/см2 и более) применяется для предупреждения поглощения глинистого раствора в пористые пласты.

6. Стабильность и суточный отстой характеризуют коллоидные свойства глинистого раствора.

Под стабильностью понимают способность глинистого раствора сохранять свой удельный вес вдоль оси скважины.

Для измерения стабильности глинистый раствор наливают в цилиндрический сосуд, имеющий отверстия в дне и в средней части. После отстаивания глинистого раствора в течение 24 ч измеряют удельный вес (плотность) верхней и нижней частей раствора. Разница в значениях удельного веса раствора является мерой стабильности. Для неосложненных условий бурения стабильность должна быть не более 0,02, для утяжеленных глинистых растворов - не более 0,06.

Суточным отстоем называют количество воды, выделившейся из глинистого раствора за сутки (в % от общего объема). Для измерения суточного отстоя хорошо перемешанный глинистый раствор наливают в градуированный цилиндр емкостью 100 см3 и оставляют в покое на сутки. Высококачественный глинистый раствор суточного отстоя не имеет.

7. Содержание песка. Этот параметр характеризует содержание в растворе собственно песка, кусочков выбуренной породы, увеличивающих износ деталей насосов, турбобуров, бурильных труб и т. д.

Определяют содержание песка по объему образовавшегося осадка в специальном отстойнике при нахождении в нем разжиженного глинистого раствора. Определять объем осадка следует в растворе, выходящем из скважины, в начале желобной системы и из мерника (емкости) на приеме бурового насоса, т. е. в растворе, поступающем в скважину. Разница содержания песка в этих пробах (в %) характеризует степень очистки раствора от выбуренной породы на поверхности.

Приготовление глинистого раствора

Если в разрезе скважины имеются толщи коллоидальных глин, глинистый раствор образуется в скважине самопроизвольно во время бурения. В этом случае закачиваемая в скважину вода диспергирует глину, выбуриваемую долотом, и переводит ее в раствор.

Свойства раствора, образующегося в скважине, регулируются изменением количества воды в растворе и добавлением химических реагентов. Этот метод приготовления глинистого раствора является самым дешевым и легким.

Когда в разрезе скважины нет глин должного качества, глинистый раствор готовят на поверхности - непосредственно на буровой или на глинозаводе. В последнем случае приготовленный глинистый раствор доставляется на буровую по глинопроводам или автоцистернами.

Как на буровой, так и на глинозаводе для приготовления глинистого раствора применяют натуральную глину, добытую на ближайших к разбуриваемой площади глинокарьерах, или глинопорошки (самыми лучшими качествами обладают бентонитовые глины и, следовательно, глинопорошки, приготовленные из них).

Для приготовления глинистого раствора применяют механические и гидравлические глиномешалки, а также фрезерно-струйные мельницы, в которых глинистый раствор получается путем интенсивного перемешивания глины с водой. При необходимости в составляемые растворы добавляются по заранее разработанной рецептуре те или иные химические реагенты.

Реагенты

Очень часто приготовить глинистый раствор с нужными параметрами без применения химических реагентов не удается.

В настоящее время применяется большое количество химических реагентов. Несмотря на это, все реагенты можно разделить на две группы в зависимости от характера их действия на растворы.

К первой группе относятся реагенты, понижающие водоотдачу растворов, ко второй - реагенты, при добавлении которых повышаются структурно-механические свойства растворов (вязкость, статическое напряжение сдвига).

Кратко рассмотрим наиболее распространенные реагенты каждой группы.

1. Реагенты - понизители водоотдачи. Из этих реагентов наиболее широко применяются углещелочной реагент, сульфит-спиртовая барда и карбоксиметилцеллюлоза.

Углещелочной реагент получают из бурого угля и каустической соды (NaOH). В результате реакции образуются натровые соли гумино-вых кислот - гуматы натрия, являющиеся вместе с избытками каустической соды основными активными веществами реагента.

Избыток каустической соды приводит к расщеплению (пептизации) глинистых частиц. Всегда имеющаяся в глинистом растворе физически связанная вода расходуется на обволакивание вновь образовавшихся частиц и утолщение существующих гидратных оболочек, что приводит к уменьшению водоотдачи. Одновременно с этим на поверхностях глинистых частиц адсорбируются гуматы натрия, что приводит к интенсивному утолщению гидратных оболочек. В результате этого способность к слипанию глинистых частиц резко падает, статическое напряжение сдвига уменьшается. Поэтому глинистые растворы, чрезмерно обработанные углещелочным реагентом, в связи с высокой дисперсностью глинистых частиц являются вязкими, но бесструктурными.

Таким образом, при обработке раствора углещелочным реагентом следует очень внимательно следить за показателями вязкости и статического напряжения сдвига. Уменьшение статического напряжения сдвига ниже 10 мг/см2 за 1 мин сигнализирует о необходимости прекращения химической обработки этим реагентом и принятия мер по улучшению свойств раствора. В этих целях вязкость уменьшается путем добавления воды, что приводит к росту водоотдачи, а восстановление структурно-механических свойств осуществляется введением в раствор высококачественного свежеприготовленного глинистого раствора. Вторичная обработка раствора в целях снижения водоотдачи может быть начата после доведения статического напряжения сдвига до 20-30 мг/см2 за 1 мин.

Сульфит-спиртовая барда является отходом целлюлозной промышленности. Содержащиеся в сульфит-спиртовой барде лигносульфоновые кислоты и их соли хорошо снижают водоотдачу глинистых растворов, подвергшихся воздействию минерализованных пластовых вод.

Активность сульфит-спиртовой барды как понизителя водоотдачи пропорциональна количеству ее в растворе. Расход реагента обычно велик и достигает 50 % от объема обрабатываемого раствора. Действие ее на глинистые растворы, не содержащие минерализованных вод, менее эффективно.

Карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ) предназначена для обработки сильно минерализованных глинистых растворов, однако с успехом применяется и для снижения водоотдачи глинистых растворов, не содержащих солей. Карбоксиметилцеллюлоза представляет собой натровую соль целлюлозно-гликолевой кислоты и получается при переработке древесины. Чем больше степень минерализации раствора, тем больше следует добавлять реагента. Первичная обработка раствора обычно производится 10%-ным, а вторичная - 3-4 %-ным раствором реагента.

Карбоксиметилцеллюлоза является универсальным реагентом, который активно улучшает почти все параметры глинистого раствора.

2. Реагенты, повышающие структурно-механические свойства растворов. Наибольшее распространение из реагентов этой группы получили жидкое стекло, поваренная соль и гашеная известь.

Жидкое стекло Na2Si03 позволяет изменять вязкость и статическое напряжение сдвига в довольно широких пределах. Если требуется незначительно увеличить статическое напряжение сдвига, то жидкого стекла нужно добавить не более 0,75 % к объему глинистого раствора. При добавлении к глинистому раствору 2,5-3 % жидкого стекла можно получить высоковязкий раствор с большим статическим напряжением сдвига, пригодный для борьбы с поглощениями.

Поваренная соль NaCl обеспечивает значительное повышение статического напряжения сдвига растворов, пересыщенных углещелочным реагентом.

Известь гашеная даже при небольших добавках (до 5 %) вызывает резкое повышение вязкости и водоотдачи.

Очистка глинистого раствора

Для очистки глинистого раствора от выбуренной породы (шлама) применяются два способа: гидравлическая и принудительная очистка.

При гидравлическом способе очистки раствор самостоятельно освобождается от загрязнений, протекая по очистной системе. От устья скважины к емкостям буровых насосов, из которых они всасывают промывочную жидкость, прокладывается зигзагообразно желобная система длиной 50-70 м с уклоном 0,01-0,015° от устья скважины. Ширина желобов обычно равна 0,8 м, высота 0,4 м. Для лучшего отделения частиц выбуренной породы из глинистого раствора в желобах через каждые 6-8 м устанавливают перегородки высотой около 30 см. По мере накопления выбуренной породы производят очистку желобов.

Может также использоваться наиболее примитивный - амбарный способ: глинистый раствор, вытекающий из скважины, пропускается через 3-6 последовательно расположенных земляных амбаров емкостью 3-40 м3 каждый.

Принудительная очистка. Практика показала, что очистка глинистого раствора от выбуренной породы только в желобной системе не дает нужного эффекта. Значительно лучше очищается раствор, если помимо желобной системы на пути движения раствора устанавливаются механизмы, принудительно отделяющие из раствора выбуренную породу. В настоящее время наибольшее распространение из этих механизмов получили вибрационные сита и гидроциклонные установки. В случае применения вибрационных сит загрязненный выбуренной породой глинистый раствор подается на сито, на котором частицы породы задерживаются и сбрасываются в сторону, а очищенный глинистый раствор, пройдя через сито, попадает в желобную систему и далее в приемную емкость буровых насосов.

Гидроциклонная установка устроена так, что поступающая в нее жидкость приобретает вихревое движение. В движущемся потоке возникают центробежные силы. Под действием их происходит весьма интенсивное отделение частиц выбуренной породы из движущегося потока глинистого раствора. Отдельные частицы породы выбрасываются через специальное отверстие в гидроциклоне, а очищенный поток поступает в желобную систему и в приемную емкость буровых насосов.

Продувка скважин воздухом и аэрированные растворы

Вместо промывки скважин жидкостью в определенных условиях можно успешно применять продувку скважин воздухом (реже естественным газом). Принципиальной разницы в схемах очистки забоя при этих методах нет.

От компрессора сжатый воздух или газ по нагнетательному трубопроводу подается через буровой шланг и вертлюг в бурильную колонну и далее через отверстия в долоте на забой скважины. Поток воздуха или газа подхватывает кусочки выбуренной породы с забоя и по затрубному пространству поднимается к устью скважины. Затем смесь воздуха или газа с выбуренной породой направляется в выкидную линию, на конце которой располагается шламоуловитель.

Устье скважины герметизируют специальным устройством для защиты людей и оборудования от выносимой из скважины пыли.

Применение продувки скважин воздухом или газом по сравнению с промывкой жидкостью имеет ряд преимуществ.

1. Увеличивается механическая скорость проходки и проходка на долото за счет лучшей очистки забоя скважины от выбуренной породы, отсутствия гидростатического давления столба жидкости на забой скважины и улучшения условий охлаждения долота.

2. Улучшаются условия бурения скважины в трещиноватых и кавернозных породах, в которые при промывке скважины поглощается промывочная жидкость, вызывая частичные или полные потери циркуляции.

3. Облегчаются условия бурения скважины в безводных районах.

4. Обеспечивается лучшая сохранность продуктивного горизонта (особенно с низким пластовым давлением), т. к. в данном случае нет отрицательного воздействия промывочной жидкости на поры пласта.

5. Создаются условия для более правильной оценки геологами поднимаемого керна и выносимых частиц породы в связи с отсутствием загрязненности породы промывочной жидкостью.

Однако продувку скважин можно применять не в любых геологических условиях, что ограничивает применение этого метода очистки забоя скважины.

Наибольшие затруднения возникают при продувке скважин в процессе бурения в водоносных горизонтах со значительными водопритоками, когда в связи с увеличением гидростатического давления столба жидкости ухудшаются условия работы компрессоров. Большими трудностями сопровождается также разбуривание вязких пород (типа глин), способных налипать на стенки скважины и образовывать сальники на бурильной колонне. При разбуривании таких пород с продувкой забоя воздухом возможны прихваты бурильной колонны.

Опасно применять продувку забоя воздухом и при прохождении нефтяных и газовых пластов из-за образования взрывчатой смеси. В этих случаях целесообразно применять в качестве продувочного агента выхлопные газы двигателей внутреннего сгорания.

Промывка аэрированным глинистым раствором применяется при необходимости снижения гидростатического давления при прохождении зон поглощений, проницаемых продуктивных интервалов и др. Такой способ промывки скважин позволяет довольно легко устанавливать необходимое противодавление на проходимые пласты в целях избежания интенсивного притока воды в скважину и обвалов пород.

Аэрирование раствора производится в процессе бурения путем систематической добавки воздуха в циркулирующую промывочную жидкость.

Эмульсионные глинистые растворы и растворы на нефтяной основе

Эмульсия - двухфазная система, состоящая из мельчайших капелек «масла», распределенных в воде, или мельчайших капель воды, распределенных в «масле». Под «маслом» подразумевается любое органическое вещество, в частности нефть и ее продукты.

Эмульсионные глинистые растворы. Если смешиваются только вода и «масло», то образующиеся при перемешивании капельки будут сливаться (коалесцировать) после прекращения размешивания и образовывать отдельные слои. Этого не произойдет, если к смеси «масла» и воды добавить в небольшом количестве третье вещество, называемое эмульгатором, которое распределяется на поверхности капель, уменьшая поверхностное натяжение и вызывая отталкивание капель друг от друга. От обычных глинистых растворов эмульсионные глинистые растворы отличаются присутствием в системе дополнительного компонента в виде мельчайших капелек нефти или некоторых продуктов ее переработки.

Бурение с промывкой эмульсионными глинистыми распространено недостаточно, несмотря на их преимущества: 1) увеличение механической скорости бурения; 2) увеличение проходки на долото; 3) сохранение более близких к нормальному поперечных сечений ствола скважины; 4) уменьшение опасности прихвата бурильных труб и наматывания сальников на долото; 5) уменьшение водоотдачи, толщины корки и снижение ее липкости, усиление структуры раствора, улучшение условий регулирования его свойств.

Однако эти растворы имеют и некоторые недостатки: 1) они оказывают воздействие на отбираемые образцы (керны), загрязняя их эмульгированной нефтью; 2) стоимость их высока; 3) некоторые из них нестабильны в присутствии солей; 4) они быстро разрушают резиновые части бурового оборудования.

Эмульсионные глинистые растворы можно приготовлять из самых различных исходных глинистых растворов. В качестве эмульгаторов используют бентонит, крахмал, натровую карбоксиметилцеллюлозу (Na КМЦ), натровые, калиевые и алюминиевые соли высших жирных кислот и другие вещества.

У большинства глинистых растворов эмульгатором является само глинистое вещество, поэтому эмульсия может образоваться и без добавления специального эмульгатора. Однако в этих случаях периодическое добавление эмульгаторов необходимо для получения более устойчивой эмульсии.

Нефть и эмульгатор в раствор следует добавлять, если возможно, после спуска нового долота на забой и немедленно после наращивания, чтобы избежать перерыва в процессе эмульгирования. Химическая обработка эмульсионного раствора при его приготовлении и в процессе бурения производится обычным способом.

В зависимости от заданных параметров (плотности, водоотдачи, структурно-механических свойств) количество нефтяного компонента в эмульсионном растворе может колебаться в значительных пределах (от 8 до 50 %). Для интенсивного эмульгирования вводимых в глинистый раствор нефтяных компонентов применяют ультразвуковой диспергатор.

Растворы на нефтяной основе (РНО). Для бурения в осложненных условиях, а главным образом для вскрытия продуктивных пластов, применяют неводные промывочные растворы, в которых дисперсионной средой является не вода, а нефть и нефтепродукты. Поэтому они получили общее название растворы на нефтяной основе (применяется также название растворы на углеводородной основе).

В отечественном бурении применяются два вида растворов на нефтяной основе:

1. Раствор с дизельным дистиллятом или дизельным топливом в качестве дисперсионной среды, стабилизированный натриевым мылом окисленного парафина; состав раствора: 10-20 % битума, 1,5-3 % натриевого мыла окисленного парафина; 0,7-1,5 % едкого натра, 1-5 % воды, остальные - до 100 % нефтяная основа (дизельный дистиллят или дизельное топливо);

2. Раствор на основе дистиллятных нефтепродуктов (дисперсионная среда), стабилизированный натриевым мылом окисленного петролатума (2-5 %); окисленного битума (15-25 %); остальные компоненты в том же количестве, что и в растворе первого типа.

Плотность РНО может изменяться в широком диапазоне. Неутяжеленный раствор обычно имеет плотность 900 кг/м3 (0,900 г/см3), при утяжелении он может быть доведен до 2200 и даже до 2500 кг/м3.

Процесс приготовления РНО заключается в растворении битума и окисленного нефтепродукта (петролатума или парафина) в дисперсионной среде (дизельном топливе, дистиллятных нефтепродуктах).

Вязкость и статическое напряжение сдвига РНО регулируются изменением концентраций химических реагентов, в качестве которых выступают мыла, а также концентраций твердой фазы - частичек битума. Добавление в систему органических кислот разжижает раствор. Добавление щелочи производит противоположное действие: вязкость раствора увеличивается.

Одним из основных преимуществ РНО является их крайне незначительная фильтрация через пористые породы. Нередко фильтрация полностью отсутствует.

При бурении с промывкой растворами на нефтяной основе необходимо применять детали, изготовленные из резины специальных нефте-(масло)стойких сортов. Нефтяные продукты, используемые для приготовления растворов в качестве основы, не проводят электрический ток, что осложняет проведение электрометрических работ. Так как РНО дороги, при бурении в обвязке буровых насосов должны быть предусмотрены дополнительные сооружения для предупреждения потерь раствора (крытая желобная система, соответствующее оборудование устья скважин, позволяющее собрать раствор в случае переливания его через устье и т. п.). Особую осторожность следует проявлять в связи с довольно легкой воспламеняемостью нефтяной основы. При работе с этими растворами требуется строго соблюдать правила противопожарной безопасности и проводить необходимые профилактические мероприятия. В этом случае также значительно возрастает требование к охране окружающей среды, поскольку нефтепродукты, входящие в состав буровых растворов (эмульсионных, РНО), как правило, угнетающе действуют на активность биоценозов и могут явиться источником загрязнения подземных и поверхностных вод.

Размещено на Allbest.ru