Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 [ 52 ] 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 151 152

сплошн1м забоем. При бурении относительно устойчивых пород глинистые растворы применяют без обработки химическими реагентами; их плотность 1,08-1,20 г/см3, условная вязкость 22-25 с, водоотдача не более 25 см3/30 мин.

В неустойчивых породах глинистые растворы подвергают обработке реагентами-стабилизаторами в целях снижения фильтрационных свойств или в комбинации с реагентами-понизителями вязкости.

Малоглинистые растворы готовятся из высококачественных бентонитовых глин, содержание которых составляет 5-7 %. В качестве структурообразователей применяют высокомолекулярные полимерные реагенты: КМЦ, полиакриламид и др. Эти реагенты имеют невысокую водоотдачу (3-12 см3), низкую плотность (1,02-1,05 г/см3) и вязкость (22-25 с) и используются при бурении в относительно устойчивых трещиноватых породах.

Ингибированные растворы применяются при бурении пород глинистого комплекса очень неустойчивых и склонных к взаимодействию с фильтратом бурового раствора. Это толщи вязких глин, сильно трещиноватые глинистые сланцы, алевролиты, аргиллиты. Процесс ингиби-рования связан с насыщением промывочных жидкостей ионами кальция, которые снижают гидрофильность твердой фазы и ее способность к пептизации, что замедляет процесс коагуляции раствора. Это позволяет повышать глиноемкость растворов за счет поступления частиц разбуренных глин при удовлетворительном качестве их реологических свойств.

В качестве реагентов, поставляющих ионы Са +, применяются хлористый кальций, известь, гипс. В качестве ингибитора может использоваться и жидкое стекло. Растворы, содержащие силикат Na+, обладают крепящим действием.

Известковые растворы применяются для разбуривания толщ натриевых глин, которые легко переходят в раствор, причем реологические свойства раствора иногда трудно регулировать.

Модифицирование поверхности глинистой фазы известью является следствием ионообменных процессов.

В состав известковых растворов, кроме глины, входят известь (0,22,5 %), каустическая сода, понизители вязкости (ССБ) и водоотдачи (КМЦ, УЩР и др.).

Гипсовые растворы применяются при разбуривании неустойчивых глинистых отложений.

Содержание ионов кальция в гипсовом растворе составляет 7001200 мг/л. Для перевода в гипсовый раствор глинистый разбавляют водой до вязкости 30-35 с и за полный оборот раствора в скважине добавляют 1,1-1,7 % феррохромлигносульфонита ФХЛС, 0,15-0,30 % щелочи, а за следующий цикл - 1,2-1,5 % гипса и защитный реагент

(КМЦ, ССБ). Гипсовый раствор устойчив к сульфатной и кальциевой агрессии.

Хлоркальциевые растворы используют при бурении самораспускающихся неустойчивых глин, набухающих глинистых сланцев, аргиллитов. Наибольший ингибирующий эффект достигается при концентрации ионов кальция в растворе 2500-3500 мг/л. Кроме хлористого кальция в растворе обязательно присутствие извести и лигносуль-фонатов, оптимальное соотношение между которыми составляет 1 :3:3.

Для стабилизации раствора в него вводят КМЦ в комбинации с КССБ. Известь применяется для регулирования щелочности раствора. Добавки каустической соды нежелательны, так как с CaCl2 они образуют гашеную известь и содержание ионов Са2+ в растворе снижается.

Малосиликатные глинистые растворы применяются при бурении в осыпающихся аргиллитах и глинистых сланцах, солевых отложениях. Они оказывают крепящее действие на стенки скважины.

Состав раствора: 1,55 % жидкого стекла + 0,51 % КМЦ + + 35 % УЩР или 23 % ФХЛС.

Конкретный вид промывочной жидкости (бурового раствора), его состав и рациональные области применения выбирают исходя из следующих условий: физико-химические свойства горных пород геологического разреза; содержащиеся в них флюиды; пластовые и геостатические давления; температура на забое и др. Основные факторы, которые необходимо учитывать при выборе бурового раствора - это природа и состав дисперсионной среды и дисперсной фазы, а также характер их действия на разбуриваемые горные породы.

Ниже приводится описание наиболее часто используемых в разведочном бурении и бурении глубоких скважин на нефть и газ промывочных жидкостей, название которых обусловливается составом дисперсной фазы и дисперсионной среды, а также их основным действием на горные породы в скважине.

БУРОВЫЕ РАСТВОРЫ НА ВОДНОЙ ОСНОВЕ

Вода, как промхвочная жидкость, обладает рядом благоприятнхх для повышения эффективности процесса бурения свойств: по сравнению с применением глинистого раствора проходка на долото увеличивается на 1 5-20 %, механическая скорость бурения возрастает на 25-40 % [3], но при использовании воды в процессе бурения глинистые породы набухают, разупрочняются, теряют устойчивость. Исходя из этого, вода в качестве бурового раствора применяется крайне редко только при бурении твердых неглинистых пород карбонатно-песчанистого состава, а также в сульфонатных горных породах (гипс, ангидрит).

Нестабилизированные глинистые суспензии глин и суспензии на основе выбуренных горных пород, получаемые из глинопорошков или

в процессе бурения из разбуриваемых глиносодержащих пород, применяют при бурении неглубоко залегающих пород в сравнительно устойчивом разрезе, сложенном малопроницаемыми породами. В зависимости от типа исходной глины и состава разбуриваемых пород средние показатели таких растворов следующие: плотность 1,05-1,24 г/см3; условная вязкость 25-50 с; значения показателя фильтрации, СНС и рН не регламентируются.

В процессе бурения показатели нестабилизированных глинистых суспензий из выбуренных пород регулируются разбавлением водой.

Гуматные растворы представляют собой буровой глинистый раствор, стабилизированный углещелочным реагентом (УЩР). Применяют эти растворы при бурении в сравнительно устойчивом разрезе, в котором отсутствуют набухающие и диспергирующиеся глинистые породы. Допустимая минерализация для гуматных растворов не более 3 %, их термостойкость в этих условияях не превышает 120-140 °С. В отсутствие минерализации фильтрация гуматных растворов остается небольшой даже при 200 °С, однако при высокой температуре усиливается загустевание раствора.

В зависимости от коллоидальности глины и жесткости воды на приготовление 1 м3 гуматного раствора требуется (в кг): глины 50-200, сухого УЩР 30-50, Na2CO3 3-5 (при необходимости), воды 955-905, утяжелитель добавляют до необходимой плотности раствора.

При этом обеспечивается возможность получения растворов со следующими свойствами: плотность 1 ,03-2,2 г/см3, условная вязкость 20-60 с, СНС1 = 1860 дПа, СНСю = 36120 дПа, показатель фильтрации 4-10 см3/30 мин, рН = 910.

На повторные обработки в процессе бурения требуется 3-5 кг УЩР на 1 м3 раствора. Углещелочной реагент совместим с большинством реагентов (полиакрилатами, лигносульфонатами, КМЦ). Для предотвращения загустевания при температуре на забое выше 100 °С раствор обрабатывают УЩР в сочетании с хроматами (0,5-1 кг на 1 м3 раствора).

Хромлигносульфонатные растворы - это буровые глинистые растворы, стабилизированные хромлигносульфонатными (феррохром-лигносульфонатными) реагентами (окзил, ФХЛС, КССБ-4) или указанными реагентами в сочетании с полимерами (КМЦ, М-1 4, метас, гипан).

Такие растворы предназначены для разбуривания глинистых и ар-гиллитоподобных пород при высокой температуре на забое. Раствор отличается более высокой, по сравнению с гуматными и лигносульфо-натными растворами, устойчивостью к загущающему действию глин и более высокой термостойкостью (до 180 °С).

Наибольший разжижающий эффект достигается при рН бурового раствора 9-1 0.