Неингибирующие глинистые растворы.

К неингибирующим растворам относят пресные и слабоминерализованные глинистые растворы которые применяют в тех горных породах, при перебуривании которых нет проблем с утойчивостью стенок скважины за счет их гидратационного разупрочнения и переходом выбуриваемых пород в диспергированное состояние.

Ниже приведены описания рецептур, условия применения и способов приготовления наиболее часто используемых разновидностей глинистых растворов.

Пресные глинистые растворы применяют для перебуривания горных пород, не содержащих соленосных осложнений. Для бурения скважин используют необработанные и обработанные химическими реагентами пресные глинистые растворы. Необработанные растворы имеют плотность ρ = 1, 10-1, 24 г/см³, условную вязкость Т = 25-30 с. Другие параметры не регламентируются. применяют такие растворы при бурении верхний отложений, не подверженных обрушениям, в основном глинсодержащих отложений.

Для приготовления такого раствора требуется от 80 до 250 кг глинопорошка на 1 м³ раствора, в зависимости от его качества, и необходимых параметров. Для лучщей пептизации глинистых растворов в процессе приготовления в раствор вводят до 0, 5% кальцинированной соды (Na₂CO₃), для улучщения смазочных свойств добавляют до 10% нефти, до 1% графита или до 3% СМАД-1.

Пресные глинистые растворы, обработанные химическими реагентами, имеют следующие параметры: ρ = 1, 10-1, 30 г/см³, Т = 25-50 с; показатель фильтрации Ф₃₀ = 8 – 10 см³ за 30 мин, статическое напряжение сдвига - одноминутное θ ₁ = 1, 5-2, 5 Па; десятиминутное θ ₁₀ = 3-5 Па; щелочность рН = 7, 5 – 9, 0.

Такие растворы рекомендованы для бурения горных пород надсолевого и подсолевого комплексов, сложенных относительно устойчивыми породами. показатель фильтрации регулируют добавкой УЩР(до 5%), иногда КМЦ(до 1, 0-1, 5%), КССБ(до 1, 0-1, 5%). Для приготовления раствора из кальциевых глин после введения УЩР добавляют 2-3% Na₂CO₃ в виде 15 %-го водного раствора.

Слабоминерализованные глинистые растворы, не обработанные химическими реагентами, применяют чаще всего в верхних относительно устойчивых комплексах, содержащих солевые отложения. Их получают при использовании пресных растворов в процессе перебуривания таких пород.

Слабоминерализованные глинистые растворы, обработанные реагентами, используют для бурения подсолевого комплекса горных пород. Параметры таких растворов следующие: ρ = 1, 10-1, 24 г/см³, Т = 25-30 с; Ф₃₀ = 8 – 10 см³ за 30 мин, θ ₁ = 1, 5-2, 5 Па; θ ₁₀ = 4-5 Па; рН = 7, 5 – 8, 5.

Глинистые растворы, приготовленные из кальциевых глин, менее чувствительны к влиянию солей, чем из натриевых, и имеют более стабильные значения условной вязкости и статистического напряжения сдвига. Для улучшения фильтрационных свойств в состав раствора вводят КМЦ до 1-2%. Более эффективное действие КМЦ проявляется в случае присутствия в составе раствора КССБ(до 2%).

Высокоминерализованные и соленасыщенные растворы, не обработанные химическими реагентами, используют для бурения глиносодержащих отложений.

К неингибирующим глинистым растворам относят следующие:

Гуматные растворы – глинистые растворы, стабилизированные углещелочным реагентом(УЩР). Применяют их при бурении в сравнительно устойчивом разрезе, в котором отсутствуют набухающие и диспергирующиеся глинистые породы. Допустимая минерализация для гуматных растворов не более 3%, термоемкость в этих условиях 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 коллоидности глины и жесткости воды на приготовление 1 м³ гуматного раствора требуется, в кг: глины 50-200; сухого УЩР – 30-50; Na₂CO₃ – 3 – 5; воды 900-950; утяжелитель добавляют до корректировки необходимой плотности раствора. раствор имеет ρ = 1, 03-2, 2 г/см³, Т = 20-60 с; Ф₃₀ = 4 – 10 см³ за 30 мин, θ ₁ = 18-60 дПа; θ ₁₀ = 36-120 дПа; рН = 9 – 10.

На повторные обработки в процессе бурения требуется 3-5 кг Ущр на 1 м³ раствора. для предотвращения загустевания при забойных температурах свыше 100 ° С, раствор обрабатывают УЩР в сочетании с хроматами(0, 5-1 кг Na₂Cr₂O₇ на 1 м³ раствора).

Лигнусуфонатные растворы – буровые глинистые растворы, стабализированные лигносульфонатными реагентами(иногда в сочетании с УЩР). используют их при бурении в глинистых отложениях, гипсах, ангидритах и карбонатных породах. Главное назначение лингосульфатных реагентов - понижение вязкости, основанное на стабилизации свойств суспензии. Кроме того, проявляется разжижающее действие ССБ в условиях полисолевой агрессии. раствор термостоек до 130 ° С. При бурении в глинистых разрезах наиболее эффективно разжижается раствор при комбинированных обработках ССБ и УЩР.

В зависимости от качества исходной глины на приготовление 1 м³ лигносульфатного раствора требуется, в кг: глины 80-200; ССБ – 30-40; УЩР – 10-20; NaOH – 5 – 10; пеногасителя – 5-10; воды 940-900; утяжелитель добавляют до получения раствора необходимой плотности. раствор имеет ρ = 1, 06-2, 2 г/см³, Т = 18-40 с; Ф₃₀ = 5 – 10 см³ за 30 мин, θ ₁ = 6-45 дПа; θ ₁₀ = 12-90 дПа; рН = 8 – 10.

Хромлигносульфонатные растворы – это буровые глинистые растворы, стабилизированные хромлигносульфонатными(феррохромлигносульфатными) реагентами(окзил, ФХЛС, КССБ-4) или в сочетании с полимерами(КМЦ, М-14, метас, гипан). Такие растворы предназначеня для разбуривания глинистых пород при высоких забойных температурах. Раствор отличается более высокими по сравнению с гуматными растворами устойчивостью к загущающему действию глин и термостойкостью (До 180° С).

Наибольших разжижающий эффект достигается при рН бурового раствора 9-10, на приготовления 1 м³ раствора необходимо, в кг: глины 80-200; окзила(ФХЛС) - 10-20; КССБ-4 – 30-40; NaOH – 5 – 10; Na₂Cr₂O₇(K₂Cr₂O₇) – 0, 5 -1; пеногасителя – 3-5; воды 940-900; утяжелитель добавляют до получения раствора необходимой плотности. раствор имеет ρ = 1, 03-2, 2 г/см³, Т = 25-60 с; Ф₃₀ = 3 – 6 см³ за 30 мин, θ ₁ = 18-60 дПа; θ ₁₀ = 24-90 дПа; рН = 8 – 9.

В качестве основы для хромлигносульфонатного раствора может быть использована глинистая суспензия, приготовленая из предварительно гидратированной и диспергированной глины, или ранее применявшийся раствор.

Любой пресный раствор можно перевести в хромлигносульфонатный. Показатель фильтрации регулируют добавками полимерного реагента(0, 5 – 1, 0 кг реагента на 1 м³ бурового раствора), галита(NaCl), где возможно кавернообразование. В состав раствора входит вода и глина.

Для улучщения смазывающих свойст добавляют нефть, графит, а при необходимости создания высокой плотности – увлажнитель. Такой раствор используют для разбуривания солей без пропластков терригенных отложений и при температуре до 160° С.

Раствор готовят на основе гидратированного в пресной воде глинопорошка(бентонит, палыгорскит), добавляют кальцинированную и каустическую соду. После приготовления глинистую суспензию обрабатывают нефтью в сочетании с графитом, добавляют соль до насыщения и при необходимости - утяжелитель. Для приготовления 1 м³ раствора необходимо, в кг: глины 100-200; NaCl - 265-255; нефти – 80-100; графита – 5 – 10; NaOH – 10 – 20; Na₂CO₃ – 10 -40; воды 700-710; утяжелитель добавляют до получения раствора необходимой плотности. раствор имеет ρ = 1, 2-2, 0 г/см³, Т = 20-40 с;, θ ₁ = 12-36 дПа; θ ₁₀ = 24-72 дПа; рН = 7 – 8, показатель фильтрации не регламентируется.

Обработанный соленасыщенный раствор, кроме воды, соли и нефтепродуктов, содержит солестойкий полимерный реагент(крахмал, КМЦ или акриловый полимер) такой раствор предназначен для бурения в солях с пропластками глинистых отложений. Термостойкость соленасыщенного раствора зависит от используемого полимерного реагента(крахмал, КМЦ, полиакрилаты) и может составлять 100-140-220° С.

Раствор готовят на основе гидратированного в пресной воде глинопорошка(бентонитовый, палыгорскитовый, гидрослюдистый). В приготовленную глинистую суспензию добавляют 10-20 кг кальцинированной соды, затем вво

дят реагент-стабилизатор, лигносульфатный реагент, нефть и в последнюю очередь добавляют соль до насыщения.

На приготовление 1 м³ раствора необходимо, в кг: глины 100-200; полимерного реагента(крахмал, КМЦ, полиакрилат) - 20-30; лигносульфоната(ССБ, ФХЛС, КССБ-4) – 10-20-10; NaOH – 10-20-10; Na₂CO₃ – 10-20; нефти – 80-100; воды 680-730; утяжелитель добавляют до получения раствора необходимой плотности. раствор имеет ρ = 1, 2-2, 0 г/см³, Т = 25-60 с; Ф₃₀ = 3 – 5 см³ за 30 мин, θ ₁ = 24-90 дПа; θ ₁₀ = 36-135 дПа; рН = 7, 5 – 8, 5.

Растворы с полисолевой минерализацией. При получении таких растворов необходимо учитывать то обстоятельство, что добавки солей должны соответствовать солевому составу перебуриваемых пород и максимальной растворимости вводимых солей при конкретной температуре горных пород в скважине, что позволяет исключить растворение соленосных пород в водной базе бурового раствора и уменьшить вероятность осложнений и аварий.

Полисолевая минерализация этих растворов создается введением в их состав солей NaCl(галита), KCl(сильвина) и MgCl₂(бишофита). При этом существенное влияние на растворимость эти солей влияет температура. Так, при повышении температуры в скважине от 10 до 100° С растворимость NaCl увеличивается на 1, 9%, KCl на 12, 2% MgCl₂ – на 7, 3%. Поэтому, как правило, эти соли выпадают в элеметах циркуляционной системы при выходе раствора из скважины.

Такие растворы применяют для перебуривания хемогенных толщ, сложенных галитом, сильвином, бишофитом, с переслаиванием терригенного материала в виде глин, известняков, доломитов.

Понизителями показателя фильтрации в данных растворах являются - модифицированный крахмал(3-4%), КМЦ(1, 5-2, 0%) гипан, метас(до 1, 5%) при температуре до 130°C; если температура составит 150°C, то предусматривается обработка КМЦ-500, КМЦ-600(до 2%), гипаном, метасом(до 2%); при температуре до 200°C – используют гипан, метас, карбофен, карбонит.

При перебуривании хемогенных толщ с переслаиванием терригенного материала исключения аварий и осложнений может быть достигнуто при добавлении к глинистому раствору комплексной соли МИН-1(10-15%)

Комплексная соль – минерализатор МИН-1 состоит из солей K⁺ - 35, 5%, Na⁺ - 8, 16%, Mg⁺⁺ - 1, 7%, Ca⁺⁺ - 0, 51%, Cl^- - 48, 82%, OH^- - 2, 6%, а также из нерастворяющихся окислов железа и других металлов. Солевой состав KCl – 67, 32%, NaCl – 20, 7%, MgCl₂ -6, 66%, CaCl₂ – 1, 41%. Полное насыщение воды минерализатором достигается при содержании 35%.

Таблица 2.3