На бирже курсовых и дипломных проектов можно найти образцы готовых работ или получить помощь в написании уникальных курсовых работ, дипломов, лабораторных работ, контрольных работ, диссертаций, рефератов. Так же вы мажете самостоятельно повысить уникальность своей работы для прохождения проверки на плагиат всего за несколько минут.

ЛИЧНЫЙ КАБИНЕТ 

 

Здравствуйте гость!

 

Логин:

Пароль:

 

Запомнить

 

 

Забыли пароль? Регистрация

Повышение уникальности

Предлагаем нашим посетителям воспользоваться бесплатным программным обеспечением «StudentHelp», которое позволит вам всего за несколько минут, выполнить повышение уникальности любого файла в формате MS Word. После такого повышения уникальности, ваша работа легко пройдете проверку в системах антиплагиат вуз, antiplagiat.ru, etxt.ru или advego.ru. Программа «StudentHelp» работает по уникальной технологии и при повышении уникальности не вставляет в текст скрытых символов, и даже если препод скопирует текст в блокнот – не увидит ни каких отличий от текста в Word файле.

Результат поиска

ад
 


Наименование:


Лекции Промывка скважин и буровые растворы

Информация:

Тип работы: Лекции. Добавлен: 03.10.2012. Сдан: 2012. Страниц: 28. Уникальность по antiplagiat.ru: < 30%

Описание (план):


Продолжение табл. 7.1


Продолжение табл. 7.1


Таблица 7.4


Таблица 7.9


Таблица 7.10


Таблица 7.13


Рис. 7.14. Гидроциклон


Глава 7
ПРОМЫВКА  СКВАЖИН И БУРОВЫЕ РАСТВОРЫ
При бурении  скважин важнейшее значение имеют  буровые промывочные растворы. От их способности выполнять свои функции в различных геолого-технических условиях зависит эффективность буровых работ.
Тяжелые осложнения в процессе бурения, а  в некоторых случаях и ликвидация скважин, нарушение режима эксплуатации нефтяных и газовых месторождений, связанные со значительным ущербом народному хозяйству, могут быть обусловлены низким качеством буровых растворов, отсутствием надежных методов и средств управления ими.
С увеличением  глубины скважин повышаются температуры  и давления, скважина вскрывает горизонты с различными по химической природе флюидами (газ, нефть, пластовая вода), минералогический состав пород также разнообразен, поэтому бурение все больше становится физико- химическим процессом. Этот процесс протекает в среде бурового раствора и других специальных жидкостей.
Название  «буровой промывочный раствор», или  «буровой раствор», не отражает физико-химической сущности этих систем, и использование его в дальнейшем связано лишь с традициями в нефтяной и газовой промышленности. По составу эти системы должны быть отнесены к сложным полиминеральным дисперсиям, стабилизированным поверхностно-активными веществами (ПАВ).
Различают физические и химические свойства бурового раствора. В свою очередь, физические свойства делятся на термодинамические, коллоидно-реологические, фильтрационные, теплофизические и электрические (рис. 7.1). Термины, характеризующие эти свойства, и их определения приведены в табл. 7.1.
Термины и определения, отражающие основные операции технологического процесса промывки скважин, приведены на рис. 7.2 и в табл. 7.2.
Основная  технологическая операция промывки скважины — прокачивание бурового раствора по ее стволу. Однако для выполнения этой операции необходимо реализовать вспомогательные операции: приготовление бурового раствора, его утяжеление, обработку химическими реагентами, очистку от шлама и газа и др.
Технологическое оборудование для промывки скважин (рис. 7.3) представляет собой ряд взаимосвязанных систем: приготовления и обработки бурового раствора, очистки его от шлама и газа, циркуляции. Каждая система включает ряд блоков и (или) несколько единиц оборудования. Эффективность работы каждого блока зависит от качества работы всех систем. 
 


Рис. 7.1. Классификация основных свойств  бурового раствора


 
Таблица 7.1
Термины и определения основных показателей бурового раствора


 
Определение
Масса единицы объема бурового раствора
Величина, косвенно характеризующая  гидравлическое сопротивление течению, определяемая временем истечения заданного объема бурового раствора через вертикальную трубку
Величина, характеризующая  сопротивление бурового раствора сдвигу, определяемая силой, вызывающей этот сдвиг и приложенной к единице поверхности сдвига

Касательное напряжение сдвига
Динамическое  напряжение сдвига
Термин
Плотность Условная вязкость
Пластическая вязкость
Величина, характеризующая  темп роста касательных напряжений сдвига при увеличении скорости сдвига в случае, когда зависимость касательного напряжения сдвига от градиента скорости сдвига представлена в виде прямой (не проходящей через начало координат), определяемая углом наклона этой прямой Величина, косвенно характеризующая прочностное сопротивление бурового раствора течению, определяемая отрезком на оси касательного напряжения сдвига, отсекаемым прямой, отображающей зависимость касательной напряжения сдвига от градиента скорости сдвига при течении бурового раствора 

Термин


Размерность


Определение


 
Эффективная вязкость
Статическое напряжение сдвига
Показатель фильтрации
Толщина фильтрационной корки
Показатель коллоидальности
Коэффициент коллоидальности
Показатель минерализации
Водородный показатель
Напряжение электропробоя
Электрическое сопротивление
Па-с
Па


3


см


мм


В
Ом Па


Показатель консистенции бурового раствора
Дж/(кг-°С)


Показатель неньютоновского поведения бурового раствора Показатель седиментации бурового раствора
Удельная теплоемкость бурового раствора
Величина, косвенно характеризующая  вязкость бурового раствора, определяемая отношением касательного напряжения сдвига к соответствующему градиенту скорости сдвига
Величина, характеризующая  прочностное сопротивление бурового раствора, находящегося в покое заданное время, определяемая касательным напряжением сдвига, соответствующим началу разрушения его структуры
Величина, косвенно характеризующая  способность бурового раствора отфильтровываться  через стенки ствола скважины, определяемая количеством дисперсионной среды, отфильтрованной через проницаемую перегородку ограниченной площади под действием определенного перепада давления за определенное время
Величина, косвенно характеризующая  способность бурового раствора к  образованию временной крепи  на стенках скважины, определяемая толщиной слоя дисперсной фазы, отложившейся на ограниченной поверхности проницаемой перегородки под действием определенного перепада давления за определенное время
Величина, косвенно характеризующая  физико-химическую активность дисперсной фазы бурового раствора, определяемая количеством вещества, адсорбированного единицей массы дисперсной фазы Величина, равная отношению показателя коллоидальности дисперсной фазы бурового раствора к показателю коллоидальности эталонной дисперсной фазы бурового раствора
Величина, косвенно характеризующая содержание водорастворимых солей в буровом растворе, условно определяемая эквивалентным содержанием солей хлористого натрия
Величина, характеризующая  активность или концентрацию ионов водорода в буровом растворе, равная отрицательному десятичному логарифму активности или концентрации ионов водорода Величина, косвенно характеризующая стабильность буровых растворов на углеводородной основе, определяемая разностью потенциалов в момент разряда тока между расположенными на определенном расстоянии электродами, погруженными в буровой раствор
Сопротивление бурового раствора проходящему через него электрическому току
Коэффициент степенной функции, отображающей зависимость касательного напряжения сдвига от градиента скорости сдвига в выбранном интервале скоростей при течении бурового раствора Показатель степени функции, отображающей зависимость касательного напряжения сдвига от градиента скорости сдвига при течении бурового раствора Величина, косвенно характеризующая стабильность бурового раствора и определяемая количеством дисперсной фазы, отделившейся от определенного объема бурового раствора в результате гравитационного разделения компонентов за определенное время Количество теплоты, необходимой для нагревания единицы массы бурового раствора на один градус 


Рис. 7.2. Классификационная схема  промывки скважин


 
 

Рис. 7.3. Классификационная схема  технологического оборудования для  промывки скважины
 


Термин
Определение
Коэффициент теплопроводности бурового раствора
Термический коэффициент объемного расширения
Вт/(м-°С)
Величина, характеризующая способность  бурового раствора проводить теплоту, определяемая количеством теплоты, проходящей в единицу времени через единицу изотермической поверхности при температурном градиенте, равном единице
Величина, характеризующая изменение  объема бурового раствора с изменением температуры при постоянном внешнем давлении и определяемая относительным изменением объема при нагревании на 1 К, отнесенного к объему бурового раствора при данной температуре


Таблица 7.2
Основные термины и  определения для технологического процесса промывки скважины

 
Термин


Определение
Промывка ствола скважины Приготовление  бурового раствора
Смешивание компонентов бурового раствора
Диспергирование компонентов бурового раствора
Перемешивание бурового раствора
Дозированная подача компонентов  бурового раствора
Обработка бурового раствора
Аэрация бурового раствора
Химическая обработка бурового раствора Утяжеление бурового раствора
Прокачивание бурового раствора по стволу скважины
Подпор бурового раствора Закачивание  бурового раствора Очистка бурового раствора
Технологический процесс при строительстве  скважины с использованием бурового раствора Комплекс технологических  операций по созданию бурового раствора определенного типа из исходных компонентов
Технологическая операция приготовления бурового раствора, заключающаяся в соединении его исходных компонентов
Технологическая операция приготовления бурового раствора, заключающаяся в измельчении его компонентов
Технологическая операция приготовления и обработки, заключающаяся в равномерном распределении компонентов в данном объеме бурового раствора и вовлечении объема бурового раствора в движение
Технологическая операция приготовления, обработки, утяжеления бурового раствора, заключающаяся в подаче компонентов в зону смешивания в определенном количестве во времени Комплекс технологических операций промывки ствола скважины, заключающийся в регулировании свойств бурового раствора химическими или физико-механическими методами Технологическая операция обработки бурового раствора, заключающаяся во введении в него газообразных агентов для понижения плотности Комплекс технологических операций обработки бурового раствора химическими реагентами Технологическая операция обработки бурового раствора, заключающаяся во введении в него утяжелителя для повышения плотности Комплекс технологических операций промывки ствола скважины, заключающийся в прокачивании бурового раствора по схеме буровой насос — ствол скважины — буровой насос Технологическая операция прокачивания бурового раствора по стволу скважины, заключающаяся в принудительной подаче бурового раствора в приемную линию бурового насоса Технологическая операция прокачивания бурового раствора по стволу скважины, заключающаяся в приемке и нагнетании бурового раствора в скважину
Комплекс технологических операций, заключающийся в удалении примесей из бурового раствора 

Термин
Определение
Очистка бурового раствора от шлама
Очистка бурового раствора от шлама  сетками
Очистка бурового раствора от шлама  в отстойниках
Очистка бурового раствора от шлама  в гидроциклонах
Дегазация бурового раствора
Регенерация компонентов бурового раствора
Замена бурового раствора
Комплекс технологических операций, заключающийся в удалении шлама из бурового раствора Технологическая операция очистки бурового раствора от шлама путем пропускания его через вибрирующую сетку
Технологическая операция очистки  бурового раствора от шлама путем осаждения его в отстойниках
Технологическая операция очистки  бурового раствора от шлама путем отделения его под действием инерционных сил в гидроциклонах Технологическая операция очистки бурового раствора по удалению из него газообразного агента Комплекс технологических операций промывки ствола скважины, заключающийся в извлечении исходных компонентов из бурового раствора для последующего их использования Комплекс технологических операций промывки ствола скважины, заключающийся в замещении всего рабочего объема или его части другим буровым раствором



 
7.1. ФУНКЦИИ ПРОЦЕССА  ПРОМЫВКИ СКВАЖИН
Технологический процесс промывки скважин должен быть спроектирован и реализован так, чтобы достичь лучших технико-экономических показателей бурения. При этом главное внимание необходимо уделять выполнению основных технологических функций и ограничений, приведенных в табл. 7.3.
Часто стремление к качественному выполнению процесса промывки приводит к невыполнению ограничений. В этих случаях прежде всего решаются оптимизационные задачи, цель которых — выбрать в каждом конкретном случае экономически наиболее выгодное сочетание технологических показателей процесса промывки, обеспечивающих минимальную стоимость скважины и достижение поставленной цели при сохранении высокого качества объекта.
Одной из функций промывки считают  разрушение забоя скважины. Это требование не является обязательным, так как  основную роль в раз-
Таблица 7.3
Функции и ограничения  процесса промывки скважин
Функция
Ограничение
Разрушать забой
Очищать забой от шлама и транспортировать шлам на дневную поверхность Компенсировать избыточное пластовое давление флюидов
Предупреждать овалы стенок скважины Взвешивать компоненты раствора и шлам Сбрасывать шлам в отвал
Смазывать и охлаждать долото, бурильный  инструмент и оборудование
Не разрушать долото, бурильный  инструмент и оборудование Не размывать  ствол скважины
Не приводить к поглощениям  раствора и не подвергать гидроразрыву пласты Не ухудшать проницаемость продуктивных горизонтов
Не приводить к высоким потерям  гидравлической энергии
Не сбрасывать в отвал компоненты бурового раствора
Не вызывать осыпей и обвалов  стенок скважины



 
рушении забоя играет долото. Однако и промывку нельзя считать  второстепенной операцией при разрушении забоя, особенно при бурении рыхлых пород, когда их размыв на забое за счет гидромониторного эффекта высокоскоростной струей бурового раствора, вытекающего из насадок долота, вносит не меньший вклад в скорость проходки скважины, чем механическое разрушение забоя вращающими элементами долота.
С целью интенсификации размыва забоя циркулирующим  буровым раствором ведутся работы по применению высокоабразивных растворов (абразивно-струйное бурение).
Стремясь максимально  использовать кинетическую энергию вытекающей из насадок долота струи бурового раствора для разрушения забоя, часто увеличивают до предела либо гидравлическую мощность, срабатываемую на долоте, либо силу гидравлического удара струи о забой. И в том, и в другом случаях пытаются реализовать необходимую подачу буровых насосов с одновременным доведением до верхнего предела давления нагнетания бурового раствора. В результате этого одновременно с интенсификацией размыва забоя часто отмечаются отрицательные явления: резкое увеличение энергетических затрат на циркуляцию, размыв ствола в интервалах неустойчивого разреза потоком в кольцевом пространстве, ухудшение условий механического разрушения забоя долотом в результате повышения дифференциального давления, поглощение бурового раствора в связи с возрастанием гидродинамического давления на пласты и др.
Основной функцией промывки скважин является очистка  забоя от разрушенной долотом  породы и вынос шлама из скважины. Чем быстрее удаляются осколки  породы с забоя потоком бурового раствора, тем эффектнее работает долото. Требование удалять шлам с забоя — обязательное, так как в противном случае невозможно обеспечить углубление ствола скважины.
Для улучшения  очистки забоя на практике увеличивают  подачу раствора к забою через насадки долота. Этот метод в каждом конкретном случае требует технико-экономического обоснования, так как при повышении скорости циркуляции интенсифицируется размыв стенок ствола, в результате чего увеличивается количество шлама в буровом растворе, растет ка- вернозность ствола. Эти отрицательные явления приводят к снижению эффективности работы оборудования для очистки буровых растворов, увеличению затрат на ремонт насосов и вертлюгов, перерасходу материалов на приготовление и обработку буровых растворов, излишним энергетическим затратам, ухудшению качества крепления скважин.
Обязательное  требование к процессу промывки скважин  — выполнение функций транспортирования шлама на дневную поверхность. Очевидно, чем выше скорость циркуляции, плотность и вязкость бурового раствора, тем интенсивней осуществляется гидротранспорт шлама от забоя на дневную поверхность. Поэтому регулировать скорость выноса шлама из скважины можно, изменяя подачу насосов, плотность и вязкость бурового раствора. Но с увеличением вязкости и плотности раствора ухудшаются условия работы долота, возрастает гидростатическое и гидродинамическое давление на пласты, что может привести к поглощениям бурового раствора, другим осложнениям и даже авариям. Несколько безопасней интенсифицировать гидротранспорт шлама на дневную поверхность, повышая скорость циркуляции в кольцевом пространстве. Однако и скорость циркуляции необходимо ограничить сверху, чтобы избежать размыва ствола, больших потерь напора, значительного повышения гидродинамического давления в скважине над гидростатическим.
Для удовлетворительной очистки ствола скважины от шлама  должно быть выбрано оптимальное  соотношение между подачей буровых  насосов, плотностью и показателями реологических свойств раствора.
Основной  параметр, обеспечивающий компенсацию пластового давления на границе со скважиной, — плотность бурового раствора, по мере увеличения которой безопасность проходки, как правило, повышается. В то же время с ростом плотности увеличивается дифференциальное давление на забое, повышается концентрация твердой фазы в буровом растворе, что может привести к заметному падению механической скорости проходки скважины и загрязнению продуктивных горизонтов.
Следовательно, плотность бурового раствора должна быть такой, чтобы совместно с другими технологическими факторами и приемами можно было обеспечить достаточное противодавление на проходимые пласты, но в то же время она не должна заметно ухудшать условия работы долота и эксплуатационные характеристики продуктивных горизонтов.
Плотность также является одним из основных факторов, обеспечивающих устойчивость стенок скважины. С ее увеличением интенсивность осыпей и обвалов ствола, как правило, уменьшается, однако при этом становится все более опасным другой вид осложнений — поглощения бурового раствора. Поэтому на практике для повышения устойчивости стенок скважины регулируют одновременно плотность, показатель фильтрации, соленость бурового раствора с целью уменьшения проникновения фильтрата бурового раствора в поры породы за счет фильтрации, осмоса и др.
Осыпи — такой вид осложнений, которые  обычно развиваются медленно и не всегда заметно препятствуют процессу бурения. В связи с этим в некоторых случаях экономически целесообразно отказаться от сложных химических обработок и утяжеления бурового раствора в ущерб устойчивости ствола. При этом сохраняются высокие скорости проходки и не тратится много времени на вспомогательные работы.
Важное  технологическое качество бурового раствора — удержание находящихся  в нем частиц во взвешенном состоянии, особенно в перерывах циркуляции. При росте реологических характеристик бурового раствора его удерживающая способность повышается. Однако при этом увеличиваются энергетические затраты и затраты времени на циркуляцию, возникают значительные колебания давления в скважине при спускоподьемных операциях, что может стать причиной возникновения различных осложнений.
При промывке должны быть обеспечены отделение и  сброс шлама на вибрационных ситах, в гидроциклонах, отстойниках и  т.д. В противном случае шлам будет поступать в скважину, засорять ее и ухудшать условия работы долота. Для удовлетворительного отделения шлама от бурового раствора следует стремиться к минимизации показателей реологических свойств бурового раствора, однако при этом не должна ухудшаться его удерживающая способность. Таким образом, успешность процесса промывки скважин зависит от показателей реологических свойств бурового раствора, в первую очередь напряжения сдвига и вязкости.
Буровой раствор должен обладать смазывающей  способностью. Смазывая поверхность труб, опоры долота, гидравлическое оборудование, раствор способствовал бы уменьшению энергетических затрат на бурение, сокращению аварий с бурильными колоннами, что особенно важно при роторном бурении. Поэтому желательно увеличивать содержание смазочных добавок в буровом растворе. Однако при большом содержании этих добавок заметно снижается механическая скорость проходки, особенно при бурении долотами истирающего типа. Следовательно, содержание смазочных добавок в буровом растворе должно быть также оптимальным.
Охлаждение  долота, бурильных труб, гидравлического  оборудования способствует увеличению их долговечности и поэтому является также важной функцией промывки. Известно, что охлаждение омываемых деталей тем лучше, чем больше скорость циркуляции, ниже вязкость бурового раствора и выше его теплоемкость и теплопроводность. Однако регулирование этих показателей с целью улучшения условий охлаждения бурового инструмента и оборудования ограничено необходимостью выполнения предыдущих, иногда более важных, функций промывки скважин.
7.2. РЕАГЕНТЫ И ДОБАВКИ ДЛЯ РЕГУЛИРОВАНИЯ  СВОЙСТВ БУРОВЫХ ПРОМЫВОЧНЫХ  РАСТВОРОВ
Для обеспечения  необходимых свойств буровые  растворы обрабатывают химическими реагентами. Различают первоначальную обработку бурового раствора, когда его готовят к началу бурения, и дополнительную обработку для поддержания или изменения свойств раствора в процессе проводки ствола скважины.
Обогащение бурового раствора твердой фазой происходит в основном при разбуривании глинистых пород, легко диспергирующихся и переходящих в раствор. Такое перенасыщение мелкодисперсными частицами приводит к росту вязкости и предельного статического напряжения сдвига.
Минерализация бурового раствора возникает как за счет проявлений пластовых вод, так и вследствие проходки каменных солей, ангидритов, гипсов. Она может вызвать изменение как структурно-механических, так и фильтрационных показателей.
В связи с ростом глубин бурения забойные температуры  и давления достигли больших величин  и в значительной степени стали  влиять на качество буровых систем.
Высокие температуры  и давления приводят к повышению  водоотдачи и снижению вязкости раствора. Предельное статическое напряжение сдвига (СНС) при этом, как правило, повышается. Однако иногда с ростом температур СНС может и снижаться.
Обработка химическими  реагентами проводится для обеспечения  тех или иных качественных показателей, но основное ее назначение — стабилизация бурового раствора как дисперсной системы либо изменение структурно-механических свойств этой системы. Эти две задачи взаимосвязаны.
Под стабилизацией  бурового раствора понимается приведение его в устойчивое состояние. Сущность процесса стабилизации — предотвращение укрупнения (агрегирования) твердой фазы за счет гидрофильности частиц, адсорбционной защитной пленки и соответствующего заряда оболочек.
Образование гидратных  оболочек и увеличение их размеров при обработке бурового раствора химическими реагентами приводит к уменьшению содержания свободной воды и соответственно к увеличению количества связанной воды.
Адсорбционные защитные пленки на поверхности частиц являются структурно-механическим барьером, препятствующим их агрегированию. Как правило, они отличаются высокой гидрофильностью.
Процесс стабилизации обычно сопровождается пептизацией  раствора, т.е. разъединением агрегатов  частичек твердой фазы на более мелкие, что повышает плотность и прочность  фильтрационной корки. Стабилизация и пептизация бурового раствора обеспечивают снижение водоотдачи.
Повышение количества связанной воды, увеличение числа  дисперсных частиц в твердой фазе несколько повышают вязкость и СНС.
Регулирование структурно-механических свойств промывочных жидкостей может быть направлено как на повышение их вязкости и предельного статического напряжения сдвига, так и на уменьшение этих показателей.
При обработке  химическими реагентами для стабилизации буровых растворов избыточное количество реагентов может быть причиной чрезмерного увеличения толщины гидратных оболочек, что вследствие резкого уменьшения сил взаимного притяжения приводит к падению прочности структуры и ее нарушению, т.е. к коагуляции.
Реагенты, применяемые для обработки буровых  растворов, по характеру действия и назначению можно разделить на две группы: электролиты и защитные высокомолекулярные вещества. Кроме того, для регулирования свойств буровых растворов используются добавки, которые делятся на поверхностно-активные вещества, снижающие поверхностное натяжение на границе с газом и нефтью; пеногасители; утяжелители и смазочные добавки.
Электролиты
Действие электролитов на буровые растворы связано с  состоянием ионных оболочек, окружающих частицы твердой фазы. Толщина  этих оболочек и их заряд зависят от концентрации ионов в жидкой фазе и от свойств этих ионов.
Эффект обработки  электролитами определяется концентрацией  добавляемых в раствор ионов и их свойствами — в первую очередь, валентностью. Наибольшее значение имеют катионы, хотя свойства анионов также сказываются на показателях буровых растворов.
Рассмотрим на примере кальцинированной соды влияние  концентрации электролита на свойства глинистой суспензии. При увеличении концентрации Na2CO3 до 3 — 5 кг/м3 предельное статическое напряжение сдвига и вязкость убывают до некоторого минимума. Это объясняется увеличением сил отталкивания, затрудняющих слипание частиц и способствующих дальнейшему их распаду на более мелкие частицы. Уменьшение размера частиц и увеличение толщины гидрационного слоя обеспечивают повышение плотности фильтрационной корки, значительное снижение водоотдачи и улучшение стабильности бурового раствора. Область, в которой повышение концентрации реагента приводит к уменьшению вязкости, предельного статического напряжения сдвига и водоотдачи, называют областью стабилизации.
При дальнейшем добавлении электролита заряд и  гидратация частиц начинают уменьшаться, в результате чего возрастают возможности  слипания частиц друг с другом. Вначале слипание происходит преимущественно по граням и углам частиц. При этом усиливаются тиксотропные свойства бурового раствора, повышаются вязкость и предельное статическое напряжение сдвига. Этот интервал изменения концентрации электролита называется областью структурообразования.
Наконец, при больших концентрациях электролита заряд ионного облака приближается к нулю, так как свободные отрицательные заряды поверхностей частиц глины полностью насыщаются катионами из раствора; соответственно уменьшается гидратация частиц. При этом частицы глины слипаются друг с другом в любых положениях и образуют крупные агрегаты, оседающие в растворе. Эта область высоких концентраций электролита называется областью коагуляции.
Для двух- и более  валентных катионов область стабилизации отсутствует, и сравнительно небольшие концентрации электролитов вызывают коагуляцию системы.
При обработке  буровых растворов электролитами  происходит обмен катионов, находящихся  на поверхности частиц глины и  в дисперсионной среде.
Если при этом катионы, повышающие стабильность дисперсной системы промывочной жидкости (например, Na+, Li+), замещают у поверхности частиц глины катионы, ухудшающие стабильность системы (Н + , Са2 + , Л13 + ), то происходит стабилизация раствора. В противном случае происходят структурообразование и коагуляция.
Влияние анионов  на свойства буровых растворов проявляется  следующим образом. Они могут связывать катионы Н+ и повышать рН раствора, способствуя его стабилизации. Они могут связывать ионы Са+ и удалять их из раствора. Так, анион CO3- с Са2+ образует труднорастворимое соединение — мел СаСО3.
На практике различное  действие анионов легко заметить. Так, если NaOH и Na2CO3 дают ярко выраженную область стабилизации, то NaCl вызывает только структурообразование и коагуляцию.
Из электролитов для обработки буровых растворов чаще всего применяют кальцинированную и каустическую соду, жидкое стекло, поваренную соль, известь, цемент и фосфаты.
Кальцинированная  сода (углекислый натрий) Na2CO3 — белый, мелкокристаллический порошок плотностью 2,5 г/см3, доставляется на буровые в бумажных многослойных мешках массой до 50 кг. Кальцинированная сода плохо растворяется в холодной воде. С повышением температуры ее растворимость увеличивается. Na2CO3 — один из наиболее употребляемых реагентов. Этот реагент дает возможность получить пригодные для бурения промывочные жидкости из глин, которые без химической обработки не могут быть использованы. Такие кальциевые глины при обработке кальцинированной содой переходят в хорошо набухаемые и легко диспергируемые натриевые.
Кальцинированная  сода — одно из основных средств  для смягчения жесткой воды (содержащей большое количество ионов кальция  и магния). Она применяется для  связывания ионов кальция в растворах, содержащих гипс, ангидрит, цемент.
Каустическая сода (едкий  натр, каустик) NaOH поступает на буровые в твердом виде в железных барабанах по 100 — 200 кг либо в виде тяжелой густой синеватого, иногда желтоватого цвета жидкости.
Как твердая, так  и жидкая каустическая сода сильно впитывает пары воды, имеющиеся в воздухе. Поэтому ее всегда надо держать закрытой. Каустическая сода действует на показатели буровых растворов подобно кальцинированной. Однако она не обладает способностью удалять из растворов кальций.
Каустическая  сода значительно дороже кальцинированной и как самостоятельный реагент применяется мало. При бурении на естественных карбонатных растворах она служит для диспергации карбонатного шлама и перевода его в твердую фазу бурового раствора. Каустическая сода широко применяется как составная часть многих реагентов — защитных коллоидов.
Плотность твердой  каустической соды 2,02 г/см3. Поэтому при получении ее в жидком виде, определив плотность раствора, нетрудно подсчитать концентрацию.
Жидкое стекло (силикат натрия или калия). Общая химическая формула щелочных силикатов имеет вид R2O-fiSiO2, где R2O может быть Na2O или К2О; п — число молекул кремнезема.
В бурении применяется  силикат натрия, водный раствор которого представляет собой вязкую жидкость от светло-желтого до желто-коричневого и серого цвета. Плотность жидкого стекла составляет 1,3—1,8 г/см3. Жидкое стекло следует хранить в закрытых емкостях, так как на воздухе оно разлагается с выделением нерастворимого осадка — аморфного кремнезема.
При добавлении жидкого стекла к буровым растворам в количестве до 3 — 5 % по массовой доле от объема его вязкость и предельное статическое напряжение сдвига значительно повышаются.
Жидкое стекло способствует росту рН системы, добавки  его могут привести к росту  значения рН до 12 и выше. Силикат натрия применяют при борьбе с поглощениями как для повышения вязкости, так и в качестве составной части быстросхватывающихся паст для закупоривания трещин и каверн.
Кроме того, на основе жидкого стекла приготовляют специальные силикатные буровые растворы. Силикатные растворы из жидкого стекла, воды, соли и бентонитовой глины применяют для предупреждения набухания и гидратации склонных к обвалам глинистых сланцев.
Поваренная соль (хлористый натрий) NaCl может быть использована для повышения структурно-механических свойств буровых растворов, обработанных защитными коллоидами, в частности, углещелочным реагентом. Для повышения СНС поваренная соль применяется также при бурении на карбонатно-глинистых суспензиях.
Насыщенные растворы соли применяют при проходке пластов каменной соли, в которых вода или пресный буровой раствор, растворяя стенки скважины, образует каверны, а также в отложениях, представленных набухающими глинами.
Известь Са(ОН)2 используется для специальных целей обработки буровых растворов как реагент-структурообразователь.
Добавление извести  в количестве 3 — 5 % к объему раствора значительно повышает его вязкость. Хорошие результаты получают при обработке известью буровых растворов, потерявших восприимчивость к химическим реагентам. Известь применяют также для получения кальциевых растворов (совместно с каустической содой, танинами или лигносульфона- тами).
Цемент. Действие цемента на буровые растворы подобно влиянию извести; оно также связано с образованием ионов кальция. Цемент можно применять для повышения показателей вязкости и предельного напряжения сдвига. Случайное, не регламентированное попадание цемента в буровые растворы, так же как и извести, приводит к нежелательным результатам: значительно увеличивается водоотдача, растет толщина фильтрационной корки. Поэтому указанные электролиты должны использоваться весьма осторожно и только после тщательной лабораторной проверки.
Углекислый барий ВаСО3 представляет собой белый или светло-серый тяжелый порошок. Применяется для удаления из буровых растворов ионов Са2+ и SO;|-. С этими ионами он образует практически нерастворимый осадок ВаSO4 и СаСО3.
Фосфаты. Различные соли фосфатной кислоты — гексаметафосфат натрия (NaPO3)6, тетрафосфат натрия Na6P4O13, пирофосфат натрия Na4P2O7 — применяют для понижения вязкости и предельного направления сдвига. Эти реагенты используются и для удаления ионов кальция. Фосфаты не обеспечивают длительного воздействия, они не термостойки и при температурах 80—100 °С теряют активность.
Защитные  высокомолекулярные вещества (коллоиды)
Реагенты  этой группы распадаются в воде на крупные молекулы, которые покрывают частички глины (адсорбируются на них) и создают вокруг последних защитные слои. При этом повышаются гидрофильность глинистых частиц и агрегативная устойчивость системы. Макромолекулы таких реагентов, а также слои, образуемые ими на элементарных кристалликах глины, способствуют увеличению плотности фильтрационных корок, в результате чего снижается водоотдача буровых растворов.
Адсорбируясь  на гранях и ребрах глинистых частиц, высокомолекулярные соединения в большинстве случаев уменьшают их сцепление друг с другом, снижая вязкость и предельное статическое напряжение сдвига системы.
В качестве таких защитных высокомолекулярных веществ применяются углещелочной реагент (УЩР), торфощелочной реагент (ТЩР), сульфит- спиртовая барда (ССБ), конденсированная сульфит-спиртовая барда (КССБ), окисленный и замещенный лигносульфонат (окзил), окисленные гидролизные лигнины (нитролигнин и хлорлигнин), сульфированный нит- ролигнин (сунил), полифенольный лесохимический реагент (ПФЛХ), пеко- вый реагент (пекор), сульфитно-корьевой реагент (сулькор), синтан-5, крахмал, карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ), сульфоэфирцеллюлоза (СЭЦ), гидролизованный полиакрилонитрил (гипан, К-4), метакриловый сополимер (метас), гидролизованный полиакриламид (РС-2) и др.
Углещелочной реагент (УЩР) является одним из самых эффективных, дешевых и доступных. УЩР, как и подобный ему реагент ТЩР, был разработан В.С. Барановым и нашел наиболее широкое распространение. Получают его воздействием каустической соды NaOH на бурый уголь. При этом содержащиеся в буром угле гуминовые кислоты, не растворимые в воде, растворяются в каустической соде.
Для получения  качественного УЩР важно обеспечить максимальное извлечение из бурого угля гуминовых кислот. Выработаны следующие оптимальные соотношения его компонентов: бурого угля 10—15 %, сухой каустической соды 2 — 5 % (по массе к объему реагента). Наиболее эффективным считается УЩР, содержащий 13 % бурого угля и 2 % каустической соды. Состав реагента записывают упрощенно, например УЩР-13-2.
Реагент хорошего качества должен содержать 4 — 5 % гуминовых  веществ.
Адсорбируясь  на поверхности твердой фазы, натриевые  соли гуминовых кислот улучшают взаимосвязь глинистых частичек с дисперсионной средой — водой, создавая прочные гидратные оболочки, препятствующие сближению, слипанию частичек и предупреждающие коагуляцию. В то же время эти вещества способствуют дальнейшему диспергированию более крупных частичек твердой фазы, т.е. являются пептизаторами.
При оптимальных  добавках УЩР значительно снижается  водоотдача и улучшаются структурно-механические свойства буровых растворов. При  высоких концентрациях УЩР гидратные  оболочки частичек твердой фазы могут намного увеличиваться, что приводит к относительно большому удалению частиц друг от друга и уменьшению сил притяжения между ними. При этом может произойти разрушение структуры, резкое падение СНС и значительное увеличение водоотдачи.
Чтобы повысить восприимчивость переобогащенных  УЩР буровых растворов к дальнейшей обработке, в них вводят добавки  высококачественных глин. В подобных случаях хорошие результаты дает известкование (обработка известью, NaOH и ССБ).
УЩР имеет и  некоторые недостатки, основной из которых — значительная чувствительность обработанных им буровых растворов к действию агрессивных ионов. При повышенной минерализации среды может резко возрасти водоотдача и даже произойти выпадение твердой дисперсной фазы. Кроме того, как показали исследования, растворы, обработанные УЩР, способствуют повышению липкости корок на стенке скважины и частиц выбуренной породы.
В последние годы освоено приготовление сухого углещелочного  реагента, который поступает к потребителю в виде порошка, упакованного в бумажные мешки.
Торфощелочнойреагент (ТЩР) подобен УЩР. Главное отличие ТЩР в том, что он, а также обработанные им буровые растворы имеют большую вязкость. Оптимальное соотношение компонентов ТЩР следующее: 10 % торфа и 2 % каустической соды. Торфощелочной реагент менее активен, чем УЩР.
Сульфит-спиртовая барда (ССБ) — отход производства целлюлозы при сульфитном способе варки. По внешнему виду это густая темно-бурая жидкость. В зависимости от степени выпаривания ССБ может быть жидкой или твердой. Реагент должен иметь плотность 1,28 г/см3, что соответствует содержанию в нем 50 % сухих веществ. Действие ССБ на буровые растворы обусловлено наличием в ней лигносульфоновых кислот. Лигно- сульфоновые кислоты растворяются в воде и без добавления щелочи, но так как ССБ обычно имеет кислую реакцию (рН = 5^6), то при изготовлении реагентов на буровых в нее необходимо добавлять щелочь.
В состав щелочного  реагента входит обычно от 20 до 40 % ССБ (в расчете на сухое вещество) и 3 — 5 % сухого едкого натра по массе от объема реагента. Приготовляя реагент из ССБ, можно применять не каустическую соду, а кальцинированную, что не только экономично, но и улучшает качество реагента за счет уменьшения концентрации ионов кальция.
Сульфит-спиртовая  барда на буровые растворы действует иначе, чем УЩР и ТЩР. При обработке ССБ буровых растворов, приготовленных на пресной воде, значительное снижение водоотдачи происходит только при добавлении больших количеств реагента.
С повышением минерализации эффективность ССБ возрастает, поэтому иногда специально готовят буровые растворы, обработанные ССБ (без щелочи), с добавлением 15 — 20 % поваренной соли по массе от объема (сульфит-солевые растворы). Для приготовления таких буровых растворов применяются некачественные, мало набухающие глины. Добавка ССБ, помимо снижения водоотдачи, уменьшает вязкость и статическое напряжение сдвига. Основной недостаток этого реагента — способность вспенивать буровые растворы.
Конденсированная сульфит-спиртовая барда (КССБ) — реагент, разработанный В.С. Барановым, является продуктом конденсации сульфит- спиртовой барды (ССБ) с формальдегидом и фенолом в кислой среде, с последующей нейтрализацией каустиком до рН = 6^7. Она поступает на буровые в порошкообразном или жидком виде. КССБ активно снижает водоотдачу буровых растворов, приготовленных как на пресной, так и на минерализованной воде. Растворы, обработанные этим реагентом, устойчивы против воздействия цемента, электролитов, а также при высоких температурах (до 200 °С) и давлениях (до 80 МПа). Они имеют пониженную липкость, и при их фильтрации отлагаются тонкие плотные корки.
Реагент выпускается трех марок: КССБ-1 —  для улучшения качества обычных  буровых и известковых растворов, приготовленных на пресной воде, при  содержании в них солей до 10 %; КССБ-2 для обработки растворов, содержащих более 10 % солей, а также известковых и высококальциевых; КССБ-4 — для улучшения качества буровых растворов как пресных, так и высокоминерализованных при температурах выше 130 °С.
Окисленный и замещенный лигносульфонат (окзил) представляет собой продукт окисления сульфит-спиртовой барды хромпиком в кислой среде. Буровым предприятиям окзил поставляется в виде темно-коричневой жидкости плотностью 1,12—1,14 г/см3 с содержанием сухого вещества 25 % (рН = 3^5) или в виде сыпучего однородного порошка зеленовато-коричневого цвета.
Окзил является высокоактивным понизителем  вязкости и предельного статического напряжения сдвига, он устойчив в широком  диапазоне температур (20 — 200 °С) и при бурении в глинах, гипсах, ангидритах, аргиллитах. Эффективно работает в ингибированных, известковых, гипсовых, хлор- кальциевых растворах. Основное условие успешного применения указанного продукта — поддержание рН бурового раствора не ниже 8,5 — 9. При меньшей щелочности его действие проявляется недостаточно.
В пресных  и слабоминерализованных буровых  растворах окзил эффективно снижает водоотдачу. Он хорошо сочетается со всеми известными реагентами (УЩР, КМЦ, крахмалом, КССБ, гипаном, метасом и др.).
Для обработки буровых растворов окзил применяется в виде водных растворов 2,5-, 5- и 10%-ной концентрации. Соотношение окзила и каустика обычно колеблется от 1:0,1 до 1:0,3 (в расчете на воздушно-сухое вещество).
Окисленный лигнин — реагент, получаемый окислением гидролизного лигнина азотной кислотой (нитролигнин) или хлором (хлорлигнин), который представляет собой сыпучую желтовато-коричневую массу (типа опилок), растворимую в щелочной среде. Используется в качестве понизителя вязкости и напряжения сдвига и применяется в виде 5%-ного раствора при соотношении с каустиком от 1:0,2 до 1:0,5.
Сульфинированный нитролигнин (сунил) получают путем сульфини- рования нитролигнина солями сернистой кислоты в нейтральной среде. Выпускают в жидком и пастообразном виде. Сунил хорошо растворим в воде, является эффективным понизителем вязкости и статического напряжения сдвига, применяется в виде 10%-ного водного раствора, рН которого составляет 7. Сунил используется без добавок каустической соды. Обработанные им буровые растворы могут иметь рН, близкий к 7.
Лесохимический полифеновый реагент (ПФЛХ) является продуктом формальдегидной конденсации полифенолов растворимых смол термолиза древесины. Готовый продукт представляет собой твердое вещество темно- коричневого цвета, полностью растворяющееся в воде и водных растворах щелочей. ПФЛХ используется в качестве понизителя вязкости и СНС. Для обработки буровых растворов он применяется в виде водных или водно- щелочных растворов 5 — 10%-ной концентрации. Соотношение ПФЛХ и щелочи варьируется от 1:0,1 до 1:0,5.
Пековый реагент (пекорр представляет собой фенолокислый продукт взаимодействия натриевых солей с раствором оксиметансульфоната натрия. В качестве исходного сырья для его производства применяются отходы смолопереработки — древесно-смоляные пеки. Поставляется в виде твердого продукта коричневого цвета влажностью 10 — 20 %. Реагент растворим в воде и растворах щелочей. Используется в качестве понизителя вязкости и напряжения сдвига растворов.
Сульфитно-корьевой реагент (сулькорр — сульфированный щелочной экстракт одубины или коры хвойных деревьев — представляет собой темно-коричневое твердое вещество, хорошо растворимое в воде и щелочных растворах. Применяется в виде 5—10%-ного раствора в соотношении со щелочью от 1:0,1 до 1:0,3. Из практических данных можно заключить, что этот реагент в большей степени, чем все вышеуказанные таниновые продукты, снижает водоотдачу. Он также весьма эффективно понижает вязкость и предельное статическое напряжение сдвига.
Синтан-5, получаемый в результате конденсации фенолов с формальдегидом, представляет собой твердое коричневое вещество, растворимое в воде. Его применяют в виде 5 — 10%-ных растворов. Синтан-5 используется в качестве понизителя вязкости и напряжения сдвига. Часто его добавляют в растворы вместе с каустической содой; оптимальное соотношение составляет от 1:0,1 до 1:0,3.
Квебрахо. Экстракт квебрахо широко применяется в зарубежной практике. Его приготовляют из древесины дерева квебрахо. Процесс получения экстракта состоит в экстрагировании танина горячей водой из дробленой древесины квебрахо. Полученный экстракт выпаривают и превращают в порошок темно-красного цвета, к которому во избежание слеживания на влажном воздухе в плотную массу добавляют порошок бентонита или мела. Общим признаком для всех танинсодержащих продуктов является наличие в их составе фенольного ароматического ядра. В воде они растворяются, образуя коллоидные частицы.
Крахмал — смесь полисахаридов, имеющих общую формулу (С6Н10О5)Л, содержится в большинстве растений. Для обработки промывочных жидкостей могут использоваться различные виды крахмала: картофельный, кукурузный, рисовый, пшеничный и др. Крахмал применяется в виде щелочного клейстера. Количество щелочи в нем определяется опытным путем. В среднем требуется 1 — 1,5 % каустической соды (на сухое вещество). В сильноминерализованных водах добавки щелочи повышаются до 2 — 4 %. Крахмальный реагент готовится с максимальной концентрацией в нем сухого продукта 8—10 %, позволяющей сохранить текучесть раствора.
Крахмальный реагент целесообразно применять  для снижения водоотдачи при проходке сильнозасоленных пород (по существу при любой минерализации). Растворы крахмала подвергаются бактериальному разложению (ферментации), поэтому длительное хранение их до использования не рекомендуется. В последнее время начинает применяться модифицированный крахмал, химически и термически обработанный, хорошо растворимый в воде и не требующий добавок щелочи. Крахмал не термостоек. Его рекомендуется применять при забойных температурах выше 100 °С. Он хорошо совместим с другими реагентами. Особенно эффективно комбинирование его с КМЦ.
Карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ) — растворяющееся в воде волокнистое вещество желтоватого цвета — представляет собой натриевую соль целлюлозогликолевой кислоты. КМЦ получают действием на щелочную целлюлозу монохлоруксусной кислоты или ее натриевой соли. Плотность сухой КМЦ 1,7 г/см . Она растворяется в количестве до 10 %, затем растворимость ее ухудшается.
В качестве реагента-понизителя водоотдачи КМЦ  весьма активна. В некоторых случаях  она снижает и СНС. При введении КМЦ вязкость раствора не уменьшается; нередко при добавках КМЦ она даже возрастает. Применяется главным образом при повышенной минерализации (в количестве 0,5— 1 % сухого вещества) в тех случаях, когда УЩР уже может стабилизировать буровые растворы.
В зависимости  от условий бурения для обработки буровых растворов используют различные марки КМЦ, отличающиеся друг от друга степенью полимеризации. С увеличением молярной массы реагента возрастает его эффективность как понизителя водоотдачи.
Из  группы реагентов КМЦ наиболее эффективен КМЦ-600, который отличается более высокой степенью полимеризации (600±30) и вязкостью (16-17 мПа-с).
Сульфоэфирцеллюлоза (СЭЦ) — белый или желтоватый продукт, представляющий собой натриевую соль кислого сернокислого эфира целлюлозы. При нейтрализации избытка кислоты щелочью образуется сульфат натрия, количество которого в техническом продукте достигает 45 %. СЭЦ, как в форме кислоты, так и в форме солей различных металлов, хорошо растворима в холодной воде. Преимуществом СЭЦ по сравнению с КМЦ является высокая устойчивость к действию агрессивных солей двух- и трехвалентных металлов.
Гидролизованный полиакрилонитрил (гипан) — продукт гидролиза полиакрилонитрила, разработан Э.Г. Кистером и Д.Е. Злотником, выпускается в виде 10—15%-ного водного раствора и представляет собой вязкую жидкость желтого цвета. Гипан используется как понизитель водоотдачи. Он весьма эффективен (наибольшая эффективность отмечается в высокотемпературных условиях — при 140 — 200 °С), обеспечивает устойчивую низкую водоотдачу при большой солености, особенно в сочетании с другими защитными реагентами (ССБ, КМЦ, крахмалом).
В слабоминерализованных  средах при высоких забойных температурах скважин Ставрополья и Кубани гипан широко используется совместно с УЩР. В Пермской области при хлорнатриевой агрессии он применяется в сочетании с ССБ.
Расход этого  реагента для обработки пресных  буровых растворов невелик: 0,2 — 0,5 % (в пересчете на сухое вещество). В зависимости от забойной температуры оптимальные добавки гипана, необходимые для снижения водоотдачи минерализованных и слабоминерализованных буровых растворов, колеблются в пределах от 0,50 до 0,75 % (при 100—140 °С) и от 0,75 до 2,0 % (при 140 — 200 °С). Различают две модификации реагента: гипан-1 и гипан 0,7.
Реагент К-4 — продукт неполного гидролиза полиакрилонитрила с едким натром при соотношении компонентов 2,5:1. Реагент выпускается в виде 10%-ного водного раствора.
Метакриловый сополимер (метас) является сополимером метакрило- вой кислоты и метакриламида. Выпускается в виде порошка или гранул белого или желтовато-серого цвета с влажностью до 40 %. Метас снижает водоотдачу буровых растворов, содержащих любое количество хлористого натрия. Этот реагент эффективен как при низких, так и при высоких температурах (до 250 °С). В зависимости от свойств глины и ее концентрации, содержания соли, величины рН, забойной температуры и других факторов добавки метаса для получения необходимой водоотдачи колеблются от 0,2 до 2 %.
Для обработки  буровых растворов метас применяется  в виде водоще- лочных растворов 7—10%-ной концентрации. Соотношение этого реагента и каустика должны быть 1:0,35; 1:0,45 (из расчета на сухое вещество).
Гидролизованный полнакриламид (РС-2) получают при гидролизе по- лиакриламида (ПАА) со щелочью в присутствии триполифосфата. ПАА представляет собой раствор 8%-ной концентрации. Гидролиз полиакрила- мида можно производить на буровой — в глиномешалке. К 600 г ПАА добавляют 60 кг щелочи, 60 кг триполифосфата натрия и доливают воду — до 4 м3. Смесь перемешивают до получения однородного раствора.
Реагент РС-2 содержит 1,5 — 2,0 % сухого вещества. Наиболее перспективно его применение для стабилизации буровых растворов с низким содержанием твердой фазы.
Поверхностно-активные вещества
Одним из методов  интенсификации отдачи продуктивных пластов  является вскрытие их с использованием буровых растворов с добавками поверхностно-активных веществ (ПАВ), т.е. веществ, понижающих поверхностное натяжение на границах жидкость — газ, жидкость — жидкость. Поверхностно-активные вещества по химическому соединению разделяются на три группы:
    неионогенные, к которым относятся спирты, слабодиссоциирующие карбоновые кислоты и амины, продукты конденсации полимеризованной окиси этилена, желатина, белковые вещества, полисахариды;
    анионоактивные, диссоциирующие в водной среде на поверхностно- активные анионы и инактивные катионы (ионы водорода или металлов). Это — мыла, сульфокислоты, эфиры серной кислоты и их соли;
3) катионоактивные,  молекулы которых диссоциируют на ионы, из которых поверхностно-активным является катион. К таким ПАВ относятся органические азотсодержащие основания и их соли — соли алкил- и акри- ламинов четырехзамещенных аммониевых оснований.
В качестве добавок к буровым растворам  для вскрытия продуктивных пластов наибольшее применение получили водорастворимые ПАВ ионоген- ного типа (анионоактивные) — сульфонол, сульфонатриевые соли (СНС) — и неионогенные — ОП-10, УФЭ8.
Некоторые исследователи указывают на более  эффективное действие неионогенных поверхностно-активных веществ (ОП-10) по сравнению с анионоактивными (сульфонол, СНС), так как последние высаливаются в минерализованных средах.
Количество  вводимых ПАВ определяется их способностью снижать поверхностное натяжение и адсорбцией на твердой фазе буровых растворов.
При обработках ПАВ меньше всего  расходуется сульфонола (0,1 — 0,5 %); сульфонатриевые  соли применяются в больших количествах (1 — 2 %); УФЭ8 и ОП-10 занимают промежуточное положение между ними. Добавки ПАВ могут привести к образованию пены, для гашения которой используются специальные вещества — пеногасители.
Пеногасители
Химическая  обработка буровых растворов  сульфит-спиртов ой бардой, конденсированной сульфит-спиртовой бардой, окзилом, окисленным лигнином, пекором, сулькором и некоторыми другими подобными реагентами приводит к вспениванию системы. Интенсивность образования пены и ее стойкость зависят от свойств растворов, состава вводимых добавок и геолого-технических условий проводки скважины.
Для предупреждения и ликвидации вспенивания в буровой практике применяются специальные вещества — пеногасители. В некоторых случаях принимаются меры механического разрушения пены при помощи различных дегазаторов.
В настоящее  время наиболее широко распространены следующие пеногасители: сивушное масло, соапсток, костный жир, флотомасло, кальциевый мылонафт, полиметилсилоксановые жидкости (ПМС), синтетические жирные кислоты (СЖК), окисленный петролатум, нейтрализованный черный контакт (НЧК), резиновая или полиэтиленовая крошка в соляровом масле (РС и ПЭС).
Высокоэффективен пеногаситель РС на основе резины СКС-30 АРМ 15. Хорошие  результаты получены при использовании  смеси окисленного петролатума  с графитом в соляровом масле.
Утяжелители
Из  обычных глин не удается получить буровые растворы плотностью выше 1,3 г/см3 из-за сильного повышения вязкости. Повысить плотность можно только путем добавления к этой системе утяжелителей — тонко размолотых порошков тяжелых минералов. В качестве утяжелителей чаще всего применяют барит, гематит и магнетит.
Барит BaSO4 представляет собой тонкий белый или сероватый порошок. Лучшим считается беловский барит, плотность которого равна 4,1 —
    г/см3. Преимуществами барита являются малое содержание растворимых солей (электролитов), повышающих вязкость буровых растворов, и сравнительно небольшая твердость его зерен. Твердость зерен утяжелителя определяет износ деталей буровых насосов и турбобуров, а также бурильных труб и долот.
Гематит Fe2O3 представляет собой красно-бурый порошок плотностью
    — 4,6 г/см3. Преимуществом гематита является высокая плотность, позволяющая получать высокую плотность промывочных жидкостей; недостатком — значительная твердость зерен, обусловливающая сильный износ деталей бурового оборудования и инструмента.
Магнетит Fe3O4 применяется реже, чем барит и гематит. Он представляет собой черный порошок с металлическим блеском плотностью 4,2 —
    г/см3, имеет те же достоинства и недостатки, что и гематит.
Концентрат колошниковой пыли начали применять сравнительно недавно в связи с недостатком барита и гематита. Его получают путем переработки отходов металлургических заводов. Состоит в основном из окислов железа Fe2O3 и Fe3O4 с примесью металлического железа. Плотность концентрата 4,00 — 4,50 г/см3.
Смазочные добавки
Для улучшения  смазочных свойств буровых растворов  с целью предупреждения прихватов бурового инструмента широко применяются добавки нефти и графита. В зависимости от геолого-технических условий могут вводиться различные количества указанных веществ. Добавки нефти для разных районов колеблются в пределах от 5 до 15 %, причем такая обработка проводится с расчетом получения стойких эмульсий. Графит вводится в количестве 1—2 % по массе к объему буровых растворов. Графит снижает вязкость и статическое напряжение сдвига раствора. Добавки нефти, наоборот, приводят к росту этих показателей, а также к уменьшению плотности.
Резкое улучшение  смазочных свойств буровых растворов, главным образом для повышения стойкости опор долот, достигается применением специальных активных добавок, образующих на поверхностях трения смазочные слои, устойчивые к действию температур и давлений.
В последнее  время широко применяется смазочная  добавка к буровым растворам  СМАД-1, которая представляет собой смесь окисленного петро- латума (кислотное число не ниже 40) с дизельным топливом в соотношении 0,4:0,6.
7.3. БУРОВЫЕ  ПРОМЫВОЧНЫЕ РАСТВОРЫ
Буровые растворы выполняют функции, которые определяют не только успешность и скорость бурения, но и ввод скважины в эксплуатацию с максимальной продуктивностью. Основные из этих функций — обеспечение быстрого углубления, сохранение в устойчивом состоянии ствола скважины и коллекторских свойств продуктивных пластов.
На рис. 7.4 приведена  классификация буровых растворов, учитывающая природу и состав дисперсионной среды и дисперсной фазы, а также 

Водные  буровые растворы
Полимерные недисперги- рующие


На пресной  и морской воде


Ингибирующие




 
Г
Si
а; а: в «о в
гл S
vis
в а;
S ®
§s


s а; в
К
If s
а <а S -а
aitf
U 5


56
ад S
гг
¦а


а
s
а
I


«а в


ад  as


181
«Гв.® OS?


  ¦а
  «0
ад
а
   
  S!
41
¦5
S
 
  в
SB
*
^
ft,
S
в
 
3

 


3
 
а;
 
а;
 
в
ад
в
50
а.
ад
в
 
г
 
а:
ь:
as
с
5
5
?
а
ч
ч
   





 
Рис. 7.4. Классификация буровых растворов 

Растворы на нефтяной основе
Газообразные  растворы


 
Безводные


Соленасы- щенные
Газы
Пены
Инвертные эмульсии
Си
из
о
>>
а;
56 О
а: а
U со
as
.5
S " в 5 2i
а 3
§ у
SS3
а.
и 5
'3 з
а: а; й
3
¦а
I
а; а; в  «о
о
г*1
as
ч
5!
а
5J §
а
а а: в
I
ад
«в «
5 «
в
м
-г:
m ад «о
S
5
а: в
S- =
со
eq
 


характер их действия. Тип бурового раствора, его компонентный состав и границы возможного применения устанавливают, исходя из геологических  условий: физико-химических свойств  пород и содержащихся в них  флюидов, пластовых и горных давлений, забойной температуры.
7.3.1. БУРОВЫЕ  РАСТВОРЫ НА ВОДНОЙ ОСНОВЕ
В результате использования в качестве бурового раствора технической и морской  воды вместо глинистого раствора проходка на долото повышается на 15 — 20 %, а механическая скорость проходки — на 25 — 40 %.
Однако вода как буровой раствор имеет недостатки: в перерывах между циркуляциями она не удерживает шлам в скважине во взвешенном состоянии, глинистые отложения набухают, разупрочняются, снижается устойчивость ствола скважины. Поэтому применение воды как эффективного бурового раствора допустимо лишь при бурении сравнительно неглубоких скважин в твердых неглинистых породах карбонатно-песчаного комплекса, а также в гипсах и других отложениях.
Фильтрация  воды в продуктивные пласты резко  снижает их нефтеотдачу вследствие создания водяного барьера, образования устойчивых водо- нефтяных эмульсий, набухания содержащихся в пласте глинистых минералов, препятствующих притоку нефти в скважину, что серьезно затрудняет освоение и ввод скважин в эксплуатацию.
Нестабилизированные глинистые растворы (суспензии) и суспензии из выбуренных пород представляют собой водные суспензии, образованные в процессе бурения путем «самозамеса» из разбуриваемых пород.
Применяют их в основном при бурении с  поверхности в устойчивом разрезе, сложенном малопроницаемыми породами. В зависимости от типа исходной глины и состава разбуриваемых пород такие растворы имеют в среднем следующие показатели: плотность 1,05—1,24 г/см3, условную вязкость 25 — 50 с; показатель фильтрации, СНС и рН не регламентируются.
В процессе бурения показатели нестабилизированных  глинистых суспензий из выбуренных пород регулируют, разбавляя их водой.
Гуматные растворы — это буровые глинистые растворы, стабилизированные углещелочным реагентом (УЩР). Применяют такой раствор при бурении в сравнительно устойчивом разрезе, в котором отсутствуют набухающие и диспергирующиеся глинистые породы. Допустимая минерализация для гуматных растворов не более 3 %, термостойкость их в этих условиях не превышает 120—140 °С. В отсутствие минерализации фильтрация гуматных растворов остается небольшой даже при температуре 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 = 18-60 дПа, СНС10 = 36-120 дПа, показатель фильтрации 4—10 см3/30 мин, рН = = 9-10.
На  повторные обработки в процессе бурения требуется 3 — 5 кг УЩР на 1 м3 раствора. УЩР совместим с большинством реагентов (полиакрила- тами, лигносульфонатами, КМЦ); для предотвращения загустевания при забойных температурах выше 100 °С раствор обрабатывают УЩР в сочетании с хроматами (0,5—1 кг на 1 м3 раствора).
Лигносульфонатные растворы - буровые глинистые растворы, стабилизированные лигносульфонатными реагентами (иногда в сочетании с УЩР).
Используются  при разбуривании глинистых отложений, гипсов, ангидритов и карбонатных пород. Главной функцией лигносульфонатных реагентов является понижение вязкости, основанное на сочетании стабилизирующего и ингибирующего эффектов. Ингибирующее действие кальциевой ССБ в пресных растворах мягче, чем действие извести. 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 лиг- носульфонатного раствора требуется (в кг): глины 80 — 200, ССБ 30 — 40, УЩР 10-20, NaOH 5-10, пеногасителя 5-10, воды 940-900, утяжелителя — до получения раствора необходимой плотности.
Указанные пределы компонентного состава  обеспечивают получение растворов  с показателями: плотность 1,06-2,2 г/см3, условная вязкость 18-40 с, показатель фильтрации 5-10 см3/30 мин, СНС1 = 5-45 дПа, СНС10 = 12-90 дПа, рН = 8-10.
Хромлигносульфонатные растворы - буровые глинистые растворы, стабилизированные хромлигносульфонатными (феррохромлигносульфо- натными) реагентами (окзил, ФХЛС, КССБ-4) или указанными реагентами в сочетании с полимерами (КМЦ, М-14, метас, гипан). Эти растворы предназначены для разбуривания глинистых и аргиллитоподобных пород при высоких забойных температурах. Они отличаются более высокой по сравнению с гуматными и лигносульфонатными растворами устойчивостью к загущающему действию глин и более высокой термостойкостью (до 180 °С).
Наибольший  разжижающий эффект достигается  при рН бурового раствора 9-10.
На  приготовление 1 м3 раствора только на основе хромлигносульфо- натных реагентов (в пересчете на сухое вещество) необходимо (в кг): глины 80-200, окзила (или ФХЛС) 10-20, КССБ-4 40-30, NaOH 2-5, Na2Cr2O7 (или K2Cr2O7) 0,5-1, пеногасителя 3-5, воды 940-900, утяжелителя - до получения требуемой плотности.
Показатели  раствора: плотность 1,06-2,2 г/см3, условная вязкость 1840 с, показатель фильтрации 4-10 см3/30 мин, СНС1 = 6-45 дПа, СНС10 = = 12-90 дПа, рН = 9-10.
Для приготовления 1 м3 хромлигносульфонатного раствора, в состав которого входят полимерные реагенты, в пересчете на сухие вещества необходимо (в кг): глины 40-100, NaOH 3-5, полимерного реагента (КМЦ, М-14, метас и др.) 3-5, окзила 30-50, хроматов 0,5-1, воды 965-925, утяжелителя - до получения раствора необходимой плотности.
Показатели  раствора: плотность 1,03-2,2 г/см3, условная вязкость 2560 с, показатель фильтрации 3-6 см3/30 мин, СНС1 = 18-60 дПа, рН = = 8-9.
В качестве основы для хромлигносульфонатного раствора могут быть использованы глинистая  суспензия, приготовленная из предварительно гидратированной и диспергированной глины, или ранее применявшийся раствор.
В хромлигносульфонатный, как и в лигносульфонатный, можно  перевести любой пресный раствор. Регулирование показателей хромлигносуль- фонатного раствора аналогично лигносульфонатному. Показатель фильтрации регулируется добавками полимерного реагента (0,5—1 кг реагента на 1 м3 бурового раствора).
Полимерные недиспергирующие буровые растворы - водные растворы высокомолекулярных полимеров (акрилатов, полисахаридов), структурированные малыми добавками бентонита, или без него.
Эти растворы предупреждают диспергирование разбуриваемых пород и повышение содержания твердой и глинистой фаз в растворе. Они характеризуются низким содержанием глинистой фазы, что способствует улучшению показателей бурения (повышению механической скорости проходки и проходки на долото).
Главная проблема применения полимерных недиспергирующих растворов — предотвращение обогащения их выбуренной породой. Поэтому в состав раствора вводят специальные реагенты-флокулянты селективного действия (например, гидролизованный полиакриламид — ПАА), флокули- рующие кальциевую глину и грубодисперсную фракцию выбуренной породы.
Термостойкость  полимерных недиспергирующих растворов  зависит от применяемых полимеров. Наибольшую термостойкость (до 250 °С) имеют  растворы на основе акриловых полимеров.
Полимерные  недиспергирующие растворы предназначены  для массового бурения эксплуатационных и разведочных скважин в отложениях, характеризующихся высоким содержанием глин, в том числе (до 80 %) высококоллоидальных и потенциально неустойчивых, и в крепких, устойчивых карбонатно-глинистых разрезах, а также для вскрытия продуктивных пластов.
Полимерные  растворы могут быть безглинистыми. В этом случае раствор представляет собой воду с добавкой полимера, обычно не гидролизо- ванного ПАА, улучшающего реологические свойства воды и ее выносящую способность и флокулирующего выбуренную породу.
Для приготовления 1 м3 полимерного недиспергирующего раствора с низким содержанием высококоллоидной глинистой фазы (в пересчете на сухое вещество) требуется (в кг): глины 40 — 50, полимера (КМЦ, М-14, метас) 4-5, воды 810-850, ПАА 25-50 (0,5%-ного раствора), нефти 100-80, утяжелителя - до получения раствора требуемой плотности.
Показатели  раствора: плотность 1,03-2 г/см3, условная вязкость 2060 с, показатель фильтрации 5-8 см3/30 мин, СНС1 = 12-60 дПа, СНС10 = = 24-90 дПа, рН = 8-9. Один из основных показателей качества полимерного недиспергирующего раствора - низкое содержание глинистой фазы, объемная доля которого не должна превышать 1,5-2 %.
Для приготовления 1 м3 безглинистого раствора требуется 975-970 л воды и 25-30 кг ПАА (8%-ной концентрации).
Для приготовления  полимерного недиспергирующего  раствора можно использовать пресный  раствор, обработанный УЩР. Предварительно определяют содержание глинистой фазы и при необходимости ее снижения раствор разбавляют водой, а затем вводят 0,5%-ный раствор ПАА из расчета 10-20 л/м3

Полимерные недиспергирующие растворы на основе акриловых полимеров
Тип
Номер состава
1
2
3
Реагент
Содержание,
%
Реагент
Содержание,
%
Реагент
Содержание, %
Ингибитор глин
ПАА
0,025 — 0,03
РКП
0,1 — 0,2
ГКЖ-10,
0,4
          ГЖК-11
 
Понизитель
Сайпан, ги
0,125 — 0,15
«
0,1 — 0,2
М-14
0,2
фильтрации,
пан, НР-5
         
загуститель
           
Разжижитель-
НТФ
0,05 — 0,1
ПАК
0,05 — 0,1
НТФ
0,05 — 0,1
дефлокулянт
           



 
При разбуривании высококоллоидных глин регулирование  реологических свойств полимерных растворов затруднено. В таких случаях в раствор дополнительно вводят неорганические электролиты.
При бурении  в набухающих и неустойчивых глинистых  сланцах используют полимерные недиспергирующие растворы, содержащие два (или более) акриловых полимера различной молекулярной массы, из которых один, обычно высокой (10-15)106 молекулярной массы (ПАА), выполняет функции флокулянта и ингибитора глин, другой — средней (2-6)105 молекулярной массы (сайпан, М-14, метас, гипан, НР-5) — обладает свойствами понизителя фильтрации и загустителя. Обычно их применяют в соотношении 1:5 — 1:10.
В случае повышения содержания глинистой  фазы в растворе используются недиспергирующие разжижители-дефлокулянты (НТФ, ПАК).
Типичные рецептуры полимерных недиспергирующих растворов на основе акриловых полимеров приведены  в табл. 7.4.
7.3.2. ИНГИБИРУЮЩИЕ  РАСТВОРЫ
Для снижения интенсивности перехода выбуренной породы в глинистый раствор, повышения устойчивости стенок скважины используют так называемые ингибирующие растворы, в состав которых входит неорганический электролит или полиэлектролит. Снижение размокаемости и диспергирования выбуренных шламов достигается в результате:
а) ввода в суспензию электролита, содержащего поливалентный катион (гипс, хлорид кальция);
б) добавки солей поливалентных металлов, переводящих растворы в гидроокиси;
г) обработки высокощелочными соединениями, увеличивающими гли- ноемкость буровых растворов;
д) использования модифицированных лигносульфонатов;
е) обработки раствора полимерными соединениями.
В практике бурения скважин при разбуривании глинистых пород для уменьшения числа осложнений, связанных с  загустеванием раствора, саль- никообразованиями  и нарушениями целостности ствола скважины, нередко используют высокощелочные глинистые и безглинистые растворы с рН = 11-13. К ним относят растворы, обработанные лигносульфонатами в сочетании с едким натром, известковые, алюминатные, безглинистые, солестойкие.
Все высокощелочные системы ограниченно термостойки, и чем выше коллоидность разбуриваемых  пород, тем ниже термостойкость раствора.
Химические реагенты-стабилизаторы  в высокощелочной среде работают хуже.
Алюминатные растворы - это буровые глинистые промывочные растворы из кальциевой глины, которые содержат ингибирующую добавку - высокощелочной алюминат натрия, стабилизированный лигносульфона- тами.
Алюминатные растворы бывают пресными и соленасыщенными. Пресные используют для разбуривания глинистых отложений в условиях невысоких (до 100 °С) забойных температур. В качестве реагента- стабилизатора используют только ССБ, применяемую совместно с алюминатом натрия. Алюминатные глинистые растворы (АлГР) обладают устойчивостью в широком диапазоне хлорнатриевой минерализации и небольшими показателями фильтрации.
Для приготовления  алюминатного глинистого раствора используют черкасский немодифицированный бентонит или другую кальциевую глину. Преимущество АлГР, приготовленного из кальциевых глин, по сравнению с раствором из натриевых глин следующее: при равном расходе реагентов он имеет меньшие значения показателя фильтрации, вязкости и СНС.
Порядок приготовления  АлГР следующий: в воду, содержащую необходимое количество ССБ, добавляют глину и вводят алюминат натрия. В связи с недостаточным выпуском алюмината натрия возможна его замена алюминатом кальция, в качестве которого используют глиноземистый (или гипсоглиноземистый) цемент.
На приготовление 1 м3 АлГР требуется (в кг): глины 500-700, воды 765-540, ССБ (50%-ной концентрации) 30-150, NaAIO2 (30%-ной концентрации) 5-30. Плотность получаемого раствора 1,3-1,5 г/см3.
После приготовления  раствор следует выдержать не менее суток. Так как плотность  алюминатного раствора доходит до 1,5 г/см3, во многих случаях его можно использовать без утяжелителя. Однако приготовить алю- минатный раствор плотностью 1,04-1,08 г/см3 невозможно.
Пенообразование у растворов, содержащих лигносульфонаты, уменьшается с увеличением добавок алюмината натрия и содержания глинистой фазы. Для предотвращения пенообразования в раствор вводят пеногасите- ли (производные жирных кислот, РС, ПЭС, трибутилфосфат и др.).
Известковые растворы с высоким рН - это сложные многокомпонентные системы, включающие кроме глины и воды четыре обязательных реагента: известь, 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.
В отличие от алюминатных известковые растворы - ограниченной со- лестойкости (до 5 % по NaCI).
Основной недостаток известковых растворов - невысокая  термостойкость (100-120 °С).
На приготовление 1 м3
и т.д.................


Перейти к полному тексту работы


Скачать работу с онлайн повышением уникальности до 90% по antiplagiat.ru, etxt.ru или advego.ru


Смотреть полный текст работы бесплатно


Смотреть похожие работы


* Примечание. Уникальность работы указана на дату публикации, текущее значение может отличаться от указанного.