4.4. 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 при устойчивом состоянии ствола скважины и сохранение коллекторских свойств продуктивных пластов.

На рис. 4.18 приведена классификация буровых растворов, учиты­вающая природу и состав дисперсионной среды и дисперсной фазы, а также 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.

224

Применение технической и морской воды в качестве бурового рас­твора связано в этом случае с наличием благоприятных для процесса бурения свойств. В результате использования 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 водонефтяных 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 водные суспензии, образованные в процессе бурения путем «самозамеса» из разбуриваемых пород. Их приме­няют 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/cм³, условная вязкость 25-50 с, показатель фильтрации, СНС и рН не регламентируются. В процессе буре­ния показатели нестабилизированных глинистых суспензий из выбуренных пород регулируются разбавлением водой.

Гуматные растворы. К этому виду относится буровой глинистый раствор, стабилизированный 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 m³гуматного раствора требуется (в кг): глины 50-200, сухого УЩР 30-50, Na₂C0₃3-5 (при необходимости), воды 955-905, утяжелитель - до получения раствора необходимой плотности. При этом обеспечивается возможность получения растворов со следующими свойствами: плотность 1,03-2,2 t/cm³, условная вязкость 20-60 с, СНС1 = 8-60 дПа, СНС 10 = 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 1m³раствора. УЩР совместим с большинством реагентов (полиакрилатами, лигносульфонатами, КМЦ).

226

Лигносульфонатные растворы - буровые глинистые растворы, ста­билизированные лигносульфонатными реагентами (сульфит-спиртовая барда (ССБ)). 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 m³лигносульфонатного раствора требуется (в кг): глины 80-200, ССБ 30-40, УЩР 10-20, NaOH5-10, 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, СНСl = 6-45 дПа, СНС10 = 12-90 дПа, рН = 8-10.

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 - ПА А), флокулирующие 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 растворы могут быть без глинистыми. В этом случае раствор представляет собой воду с добавкой полимера, обычно не гидролизованного 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 20-60 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 раство-

227

pa- низкое содержание глинистой фазы, объемная доля которой не долж­на превышать 1,5-2 %. Для приготовления 1 m³безглинистого 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.

Ингибирующие растворы. Для снижения интенсивности перехода выбуренной породы в глинистый раствор, повышения устойчивости сте­нок скважины используют ингибирующие растворы, в состав которых входит неорганический электролит, или полиэлектролит. Снижение размокаемости и диспергирования выбуренных шламов достигается в ре­зультате: ввода в суспензию электролита, содержащего поливалентный катион (гипс, хлорид кальция); добавки солей поливалентных металлов, переходящих в растворе в гидроокиси; обработки высокощелочными со­единениями, увеличивающими глиноемкость буровых растворов: исполь­зования модифицированных лигносульфонатов; обработки раствора по­лимерными соединениями.

В практике бурения скважин при разбуривании глинистых пород для уменьшения числа осложнений, связанных с загустеванием раствора, сальникообразованиями и нарушениями целостности ствола скважины, нередко используют высокощелочные глинистые и безглинистые раство­ры с рН = 11-13. К ним относят растворы, обработанные лигносульфона-тами 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 растворы из кальциевой глины, которые содержат ингибирующую добавку - высоко­щелочной алюминат натрия, стабилизированный лигносульфонатами. Алюминатные растворы бывают пресными и соленасыщенными. Пресные алюминатные растворы 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 хлорнатриевои минерализации и большими показателями фильтрации. На приготовление 1 м³ АлГР тре­буется (в кг): глины 500-700, воды 765-540, ССБ (50%-ной концентрации) 30-150 NaAlCh(30%-ной концентрации) 5-30. Получаемый раствор имеет плотность 1,3-1,5 г/см³. После приготовления раствор следует выдержать не менее суток. Так как плотность алюминатного раствора доходит до

228

1,5 г/см³ во многих случаях его можно использовать без утяжелителя. Для предотвращения пенообразования в раствор вводят пеногасители (производные жирных кислот, PC, ПЭС, трибутилфосфат и др.).

Известковые растворы с высоким рН - это сложные многокомпо- нентные 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 ограничено солестойкости (до 5 % по NaCl). На приготовление 1 м³ известкового раствора (в пересчете на сухое вещество) требуется (в кг): глины 80-120, УЩР 5-10, лигносульфоната 50-30, каустика 5-3, воды 913-915, утяжелителя.

Снижение фильтрации достигается добавками 1 -3 кг/м³ КМЦ (илигипана) или 20-30 кг/м³ КССБ-4. Значения показателей растворов могутизменяться в широких пределах: плотность 1,08-2,2 г/см³, условная вязкость 18-30 с, показатель фильтрации 4-8 см³/30 мин, СНС1 = 6-24 дПа,рН = 11-12,5. Содержание извести в растворе должно составлять 3-5 г/л,содержание ионов кальция в фильтрате раствора - 100-300 мг/л. Известковые растворы применяют до температуры 100-120 °С.

Без глинистые солестойкие растворы (БСК) состоят из бурого угля, каустической соды, воды и гидроксида поливалентного металла; применяют­ся при проводке скважин, осложненных наличием хемогенных отложений, осыпающихся и склонных к обвалам терригенных пород. Крепящее действие основано на образовании в определенных температурных условиях нерас-творимых в воде цементирующих веществ - гидросиликатов и гидроалюми­натов двухвалентных металлов. При отсутствии двухвалентных катионов в буровом растворе и разбуриваемых породах происходит только химическое разрушение щелочью глинистых минералов без связывания продуктов раз­рушения в нерастворимые соединения. При отсутствии каустической соды и наличии только ионов кальция буровой раствор превращается в разновид­ность кальциевого раствора. Недостатки этих растворов - низкая термостой­кость и высокая щелочность. Так как при использовании данного раствора не исключен переход в него выбуренной породы, то возможно сильное загустевание и даже затвердение раствора. Для приготовления 1 м БСК требуется (в 1 кг): бурового угля 300-400, каустической соды 15-20, известкового молока 1 (плотностью 1,1-1,12 г/см³) 90-100, воды 750-700. Вязкость БСК зависит от \ количества введенного бурового угля. Вследствие высокой щелочности раствор термостоек до 100 °С.

229

Кальциевые растворы - ингибирующие буровые глинистые pac- творы, содержащие, кроме глины, воды, нефти и утяжелителя, реагентов понизителей вязкости, фильтрации и регуляторов щелочности, специаль­ные вещества - носители ионов кальция. Действие их заключается в ос-новном в предотвращении перехода выбуренной глины в натриевую фор­му, в переводе натриевой глины в кальциевую, в результате чего снижаются гидратация и набухание сланцев. Известковые растворы с низким рН кальциевые буровые растворы, содержащие в качестве ингибитора гидро- ксид кальция, более высокая растворимость которого обеспечивается по­ниженным значением рН раствора (9-9,5). Эти растворы предназначены для разбуривания глинистых отложений; температурный предел 160 °С. На приготовление 1 m³известкового раствора с низким рН требуется (в кг): глины 80-200, лигносульфонатного реагента 20-30, пеногасителя 3, полимерного реагента 5-10, воды 915- 867, известкового молока (плотно­стью 1,10-1,12 t/cm³) 3-6, утяжелителя - до получения раствора необходи­мой плотности. Технологические показатели могут изменяться в широки пределах: плотность 1,04-2,2 г/см³, условная вязкость 25-40 с, показатель фильтрации 4-8 см³/30мин, СНСl = 12-60 дПа, СНСЮ = 30-90 дПа, рН = =8,5-9,5.

Хлоркальциевые растворы (ХКР) - ингибирующие кальциевые растворы, содержащие в качестве ингибирующей добавки хлорид каль­ция. Оптимальное содержание катионов кальция, при котором достигает­ся ингибирование, составляет 3-5 г/л. Хлоркальциевые растворы наиболее эффективны при разбуривании аргиллитов. Термостойкость его ограниче­на (100 °С). Готовят глинистую суспензию на пресной воде, которую об­рабатывают КМЦ и КССБ. Одновременно с КССБ в раствор добавляют пеногаситель. После получения оптимальных показателей (вязкость 25-31) с, СНС1 = 12-24 дПа, СНСЮ = 30-60 дПа, показатель фильтрации 3-5 см730 мин) раствор обрабатывают хлоридом кальция и известью. На приготовление 1 m³раствора требуется (в кг): глины 80-200, КССБ 5-70, КМЦ (или крахмала) 10-20, СаСl₂ 10-20, Са(ОН)2 3-5, NaOH3-5, воды 920-870, пеногасителя 5-10.

Калиевые растворы содержат в качестве ингибирующих электро-литов соединения калия. Действие калиевых растворов обусловлено на- сыщением ионами калия глинистых минералов. Наиболее быстрое насы- щение глин ионами калия происходит при рН = 9-10. Калиевые растворы эффективны при бурении неустойчивых глинистых сланцев. Существует ряд разновидностей калиевых растворов, отличающихся составом и неко- торыми свойствами.

Силикатные растворы содержат в качестве ингибирующей добавки силикат натрия. Они применяются для повышения устойчивости ствола скважины при разбуривании осыпающихся пород. Растворы не пригодны при разбуривании мощных отложений гипсов и ангидритов. Силикатный раствор готовят из предварительно гидратированного в пресной воде гли-

230

нопорошка, в который вводят УЩР, КМЦ, силикат натрия. Для приготов­ления 1 m³силикатного раствора требуется (в кг): глины 80-100, воды 935-900, УЩР 30-50, Na₂Si0₃20-40, КМЦ (или М-14) 5-10, утяжелителя - до получения раствора требуемой плотности. Показатели раствора: плот­ность 1,05-2,0 г/см³, условная вязкость 20-40 с, показатель фильтрации 4-8 см/30 мин; СНСl 40 дПа, рН = 8,5-9,5. Оптимальное значение рН, при котором раствор считается термостойким, находится в пределах 8,5-9,5. Повышение структурно-механических характеристик достигается вводом пасты, приготовленной из бентонитового глинопорошка с добавкой УЩР.

Гидрофобизирующие растворы содержат в качестве ингибирующих добавок вещества, вызывающие гидрофобизацию глинистых пород, кремнийорганические соединения или соли высших жирных или нафте­новых кислот. Эти соединения адсорбируются на глинистых минералах, создавая гидрофобный барьер, препятствующий контактированию глин с дисперсионной средой (водой). Существует ряд разновидностей растворов гидрофобизирующего действия. Растворы с кремнийорганическими со­единениями содержат в качестве ингибирующей добавки кремнийоргани­ческие соединения (ГКЖ-10, ГКЖ-11). В состав раствора, кроме ГКЖ, входят вода, глина и полимерный реагент - понизитель фильтрации, в ка­честве которого используют КМЦ, КССБ, ПАА и др. Защитные реагенты КМЦ, КССБ, поликридамид в сочетании с кремнийорганической жидко­стью проявляют высокое стабилизирующее действие на коллоидную фазу бурового раствора. Растворы, обработанные защитными реагентами и ГКЖ, являются термостойкими. Для приготовления 1м³глинистого рас­твора требуется (в кг): глины 30-80, полимерного реагента (КМЦ, глина, метас, М-14) 3-5, ОП-10 10-7 (при необходимости утяжеления), воды 875-888, смеси СНАН (мылонафт, квасцы, нефть в соотношениях 2:0, 6:1) 100-70, Свойства раствора: плотность 1,06-1,18 г/см³, вязкость 18-20 с, показатель фильтрации 3-5 см³/30 мин, СНСl =6-18 дПа, СНС10 = 12-24 дПа, рН = 8-9.

Соленасыщенные растворы. Во избежание кавернообразований со­ли разбуривают с использованием соленасыщенных растворов. В зависи­мости от пластовых давлений, мощности и состава соленосные породы бурят с применением рассола, глинистого соленасыщенного раствора, не обработанного реагентами понизителями фильтрации, и соленасыщенного глинистого раствора, стабилизированного реагентами.

Необработанный буровой глинистый соленасыщенный раствор. В состав этого раствора входят глина, вода и соль. Для улучшения смазы­вающих свойств добавляют нефть, графит. Раствор готовят из предвари­тельно гидратированного в пресной воде глинопорошка (саригюхский бентонит, палыгорскит), а затем вводят кальцинированную и каустиче­скую соду. После приготовления глинистую суспензию обрабатывают нефтью в сочетании с графитом, добавляют соль до насыщения и при не­обходимости утяжелитель.

231

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

В целях сохранения коллекторских свойств пластов и предупрежде­ния осложнений при бурении в неустойчивых разрезах применяются буро­вые растворы на нефтяной основе. Они предназначены для вскрытия и ос­воения продуктивных пластов и бурения соляных отложений с пропластками калийно-магниевых солей.

Известково-битумный раствор (ИБР), основной которого служит дизельное топливо или нефть, а дисперсной фазой высокоокисленный би­тум, гидроксид кальция, барит и небольшое количество эмульгированной воды. ИБР является раствором специального назначения. Применяется при разбуривании легко набухающих, склонных к обвалам глинистых пород, при разбуривании соленосных отложений, представленных высокорастворимы­ми солями (преимущественно поливалентных металлов), а также при вскры­тии продуктивных пластов с низкими коллекторскими свойствами. Благода­ря хорошим смазочным свойствам ИБР повышает износостойкость долот. Раствор обладает высокой термостойкостью (200 °С).Учитывая непостоян­ство состава и свойств большинства исходных материалов, используемых для приготовления ИБР, компонентный состав в каждом конкретном слу­чае уточняют в лаборатории. При этом оптимальное соотношение извести Е и битума должно варьировать от 1:1 до 2:1.

В настоящее время промышленностью используются две рецептуры ИБР, разработанные б. ВНИИКРнефтью совместно с б. ГАНГ им. И.М. Губкина: ИБР-2 и ИБР-4. ИБР-4 разработан специально для бурения в условиях высокой глинистости разреза, наличия солей и рапопроявления, а также проявлений сероводорода. Для ИБР характерны нулевая или близкая к ней фильтрация и содержание воды, не превышающее 23 %.

Эмульсионный известково-битумный раствор (ЭИБР) - инвертная эмульсия (эмульсия рода II) на основе известково-битумного раствора, содержащая в качестве дисперсной фазы минерализованную воду и твер­дые компоненты ИБР (битум, известь, барит). ЭИБР по свойствам близок к ИБР, но имеет более высокую фильтрацию и пониженный по сравнению с ИБР предел термостойкости (180-190 °С). Свойства ЭИБР регулируют аналогично регулированию свойств ИБР.

Высококонцентрированный инвертный эмульсионный раствор (ВИЭР) разработан во ВНИИБТ и относится к системам на нефтяной ос­нове, получаемым с помощью специального эмульгатора эмультала. ВИЭР предназначен для применения при бурении скважин с забойной

232

температурой, не превышающей 70 °С. В указанных условиях ВИЭР устойчив при наличии большого количества выбуренной породы и отличается высокой стабильностью свойств. Состав ВИЭР в расчете на 1м³дизельное топливо или нефть 450 л; водный раствор соли MgCl₂, СаСl₂ илиNaCl₂450 л, СМАД 30-40 л; эмульгатор (эмультал) 15, утяжелитель – дополучения раствора необходимой плотности. Термостойкость ВИЭР наоснове эмультала можно повысить введением в его состав окисленногобитума в виде 15-20%-ного битумного концентрата. При температуре до

100 °С концентрация битума должна составлять 1 % (10 кг на 1 м³).

Термостойкий инвертно-эмульсионный раствор (ТИЭР) разработан совместно ВНИИБТ и СевКавНИПИнефтью. ТИЭР инвертная эмульсия на основе мыльного олеогеля, катионоактивных ПАВ (АБДМ-хлорида) и органофильных глин, получаемых путем модификации бентонита в среде базовой эмульсии. ТИЭР применяют при бурении скважин с забойной температурой до 200 °С. Преимущества ТИЭР заключаются в низкой эф­фективной вязкости, высоких сдвиговом разжижении и выносящей спо­собности, обеспечиваемой быстрым восстановлением вязкости выше зоны забоя и большой скоростью набора прочности структуры. Общепринятые технологические показатели обычно соответствуют следующим значениям: пластическая вязкость 60-90 мПа·с, СНС1 = 12-85 дПа, СНС10 = 24-110 дПа. Пластическую вязкость и статическое напряжение сдвига снижают добавкой небольших количеств дизельного топлива или неутяжеленной базовой эмульсии.

Работа с растворами на нефтяной основе проводится в соответствии с действующими Правилами безопасности в нефтедобывающей промышленности. Однако вследствие повышенной пожароопасности растворов на нефтяной основе должны соблюдаться специальные положения и правила.

В качестве промывочных систем при бурении скважин иногда используются (если позволяют геологические условия и техническое оснащение) газообразные агенты и пены.

В качестве газообразных агентов при бурении скважин используют воздух от компрессорных установок, природный газ из магистральных газопроводов или близлежащих газовых скважин, выхлопные газы двигателей внутреннего сгорания (ДВС).

Пена представляет собой агрегативно-неустойчивую дисперсную систему, состоящую из пузырьков газа (дисперсная фаза), разделенных пленками жидкости или твердого вещества (дисперсионная среда). Более широко на практике применяют пены с жидкой дисперсионной средой. Пены могут эффективно использоваться при бурении скважин в твердых породах (известняках, доломитах), многолетнемерзлых породах, пористыхпоглощающих горизонтах, при вскрытии продуктивных пластов, освоении и капитальном ремонте скважин, если пластовое давление составляет 0,3-0,5 гидростатического.

233

Наиболее распространен в промышленности диспергационный способ получения пен, при котором пена образуется в результате интен­сивного совместного диспергирования пеноообразующего раствора и воз­духа. Технологически это осуществляется действием движущихся уст­ройств (перемешивающих мешалок) на жидкость в атмосфере газа, эми­тированием воздуха движущейся струей раствора, пропусканием струи газа через слой жидкости (в барботажных или аэрационных установках).

Тяжелые жидкости - растворы галогенидов щелочных или щелоч­ноземельных металлов (или их смесей), не содержащие твердых частиц, с добавкой или без добавки полимеров, ограничивающих фильтрацию. Ос­новное назначение тяжелых жидкостей заканчивание и глушение скважине давлениями в продуктивных пластах, превышающими гидростатическое, с целью предотвращения кольматации продуктивного пласта. При этом (по зарубежным данным) в 25 раз увеличивается его нефтеотдача. В качестве тяжелых жидкостей в зависимости от требуемой плотности могут исполь­зоваться хлориды натрия и кальция, а также бромид кальция.

Приготовление буровых растворов

В практике бурения скважин используются разнообразные техно­логические приемы для приготовления буровых растворов.

Наиболее простая технологическая схема (рис. 4.19) включает ем­кость для перемешивания компонентов бурового раствора 1, оснащенную механическими и гидравлическими перемешивателями 9, гидроэжекторный смеситель 4, оснащенный загрузочной воронкой 5 и шиберным затвором 8, центробежный или поршневой насос 2 (обычно один из подпорных насо­сов) и манифольды. С использованием этой схемы приготовление раствора осуществляется следующим образом. В емкость 1 заливают расчетное ко­личество дисперсионной среды (обычно 2030 м³) и с помощью насоса 2 по нагнетательной линии с задвижкой 3 подают ее через гидроэжекторный смеситель 4 по замкнутому циклу. Мешок 6 с порошкообразным материа­лом транспортируется передвижным подъемником или транспортером на площадку емкости, откуда при помощи двух рабочих его подают на пло­щадку 7 и вручную перемещают к воронке 5. Ножи вспарывают мешок, и порошок высыпается в воронку, откуда с помощью гидровакуума подается в камеру гидроэжекторного смесителя, где и происходит его смешивание с дисперсионной средой. Суспензия сливается в емкость, где она тщательно перемешивается механическим или гидравлическим перемешивателем 9. Скорость подачи материала в камеру эжекторного смесителя регулируется шиберной заслонкой 8, а значение вакуума в камере - сменными твердо­сплавными насадками. Круговая циркуляция прекращается лишь тогда, ко­гда смешано расчетное количество компонентов и основные технологиче­ские показатели свойств раствора близки к расчетным. Если раствор приго­товляют впрок, то его готовят порционно, а порции откачивают в другие

234

емкости циркуляционной системы (ЦС) либо в специальные запасные ем­кости. Утяжеление бурового раствора порошкообразным баритом и обра­ботку порошкообразными химическими реагентами осуществляют анало­гично после приготовления порции исходной коллоидной системы (напри­мер, водоглинистой). Основные недостатки описанной технологии смеши­вания, слабый контроль за процессом. По описанной схеме максимальная скорость приготовления раствора не превышает 40 м³/ч.

Рис. 4.19. Простейшая схема приготовления бурового раствора

В настоящее время в отечественной практике широко используют прогрессивную технологию приготовления и утяжеления буровых раство­ров из порошкообразных материалов. Технология основывается на при­менении серийно выпускаемого оборудования: блока приготовления рас­твора (БПР), выносного гидроэжекторного смесителя, гидравлического диспергатора, емкости ЦС, механических и гидравлических перемешивателей, поршневого насоса. Выпускается несколько типов БПР, отличаю­щихся вместимостью бункеров для хранения материалов. Наиболее широ­ко применяется БПР-70 (Хадыженский машзавод). Он представляет собой (рис. 4.20) два цельнометаллических бункера 1, которые оборудованы раз­грузочными пневматическими устройствами 7, резинотканевыми гофри­рованными рукавами 3 и воздушными фильтрами 2. В комплект БПР вхо­дит выносной гидроэжекторный смеситель 4, который монтируется непо­средственно на емкости ЦС и соединяется с бункером гофрированным рукавом. Бункера предназначены для приема, хранения и подачи порош­кообразных материалов в камеру гидроэжекторного смесителя. Они пред­ставляют собой цилиндрические резервуары с коническими днищами и крышей, которые установлены на четырех приваренных к раме 5 стойках 6. Порошкобразный материал подается в них из автоцементовозов по тру­бе, закрепленной на внешней поверхности цилиндрической части бункера. К коническому днищу прикреплено разгрузочное устройство, включаю­щее аэратор, поворотную шиберную заслонку и воздушный эжектор. На

235

крыше бункера установлен воздушный фильтр. Выносной гидроэжекторный смеситель состоит из корпуса с тремя патрубками. К верхнему пат­рубку крепится прием для поступающего из бункера или через воронку порошкообразного материала. В левом патрубке установлены сменный твердосплавный штуцер и труба для подачи жидкости от насоса. К право­му патрубку прикреплены диффузор и сливная труба. При прохождении подаваемой насосом жидкости через штуцер в камере гидроэжекторного смесителя создается вакуум. В результате этого порошкообразный мате­риал из бункера поступает по резинотканевому гофрированному рукаву в камеру.

Рис. 4.20. Схема блока приготовле­ния раствора

Принцип действия БПР состоит в следующем (рис. 4.21). Порош­кообразный материал (глина, барит и др.), привезенный на скважину ав­тоцементовозом, загружается в силосы 1 пневмотранспортом при помощи компрессора. Поступая в силос, материал отделяется от воздуха, а воздух выходит в атмосферу через фильтр 2. При необходимости подачи порош­кообразного материала в гидроэжекторный смеситель вначале аэрируют материал в силосе, чтобы исключить его зависание при опорожнении си­лоса, затем открывают шиберную заслонку, в результате чего обеспечива­ется доступ материалов в гофрированный шланг. Жидкость, прокачивае­мая насосом через штуцер гидросмесителя, в камере последнего создает разрежение, а так как в силосе поддерживается атмосферное давление, то на концах гофрированного шланга возникает перепад давления, под дей­ствием которого порошкообразный материал перемещается в камеру гид­росмесителя, где смешивается с прокачиваемой жидкостью. Воронка гид­росмесителя служит для ввода материала в зону смешивания вручную. В обычном случае ее патрубок закрыт пробкой.

236

Р ис. 4.21. Схема работы блока БПР:

1. - силос;

2. - фильтр;

3. - загрузочная труба;

4. - разгрузочное устройство;

5. - система аэрирования;

6. - аэродорожка;

7. - подводящий шланг;

- гидросмеситель

Технология приготовления бурового раствора из порошкообраз­ных материалов представляет собой ряд последовательных операций, включающих расчет компонентного состава, подготовку материала к вы­грузке из бункеров БПР и транспортирование его в зону смешения, дози­рованное введение материала в дисперсную среду, диспергирование ком­понентов и гомогенизацию готового раствора. Для осуществления такого технологического процесса описанное выше оборудование обязывают в единую систему (рис. 4.22). Приготовляют новую порцию раствора в по­следней емкости ЦС, на которой устанавливают гидроэжекторные смеси­тели с воронками и гидравлический диспергатор. Буровые насосы обязы­вают с блоками приготовления раствора таким образом, чтобы они могли подавать раствор в диспергатор по линии высокого давления, а в гидро­эжекторные смесители - по линии низкого давления.

В емкость ЦС заливают воду в количестве, примерно равном поло­вине объема приготовляемой порции раствора. На гидроэжекторном сме­сителе устанавливают штуцер в соответствии с подачей насосов. Воздух для аэрации порошка в бункере БПР подают в течение 5-7 мин при давле­нии воздуха 0,02-0,3 МПа. Буровой насос включают по схеме емкость -гидравлический диспергатор-гидроэжекторный смеситель - емкость. Дав­ление на выкиде насоса должно составлять 13-15 МПа, а вакуума в камере эжекторного гидросмесителя не менее 0,02 МПа. После предварительной аэрации открывают воздушный вентиль и подают воздух в гофрирован­ный рукав БПР. Таким способом регулируют значение вакуума в камере гидроэжекторного смесителя в пределах 0,008 - 0,01 МПа. Затем откры­вают запорную заслонку разгрузочного отверстия бункера и вводят в цир­кулирующую воду через эжекторный гидросмеситель расчетное количе-

237

ство глинопорошка, после чего запорную заслонку закрывают, прекраща­ют доступ воздуха в камеру гидроэжектора и диспергируют водоглинистую суспензию в течение пяти-восьми циклов круговой циркуляции че­рез диспергатор. Приготовленную водоглинистую суспензию разбавляют водой до расчетного объема и тщательно перемешивают.

Вид А повернуто -12

Рис. 4.22. Современная технологическая схема приготовления бурового раствора:

I - приемная воронка; 2 - растворопровод; 3 - блок очистки;

4,19 - перемешивающие устройства, соответственно гидравлические и механические;

5 - промежуточная емкость; 6 - бункер блока приготовления;

7 - емкость с поперечным желобом; 8 - буровые насосы;

9 - приемная емкость;

10, 13 - задвижки низкого и высокого давления соответственно;

11 - гидравлический диспергатор; 12 - фильтр;

14. - аэрирующее шиберное устройство;

15. - разгрузочное пневматическое устройство;

16. - площадка;

17. - гидросмеситель;

18. - воронка

При необходимости приготовления утяжеленного раствора выпол­няют утяжеление приготовленной водоглинистои суспензии. Все элемен­ты операций с порошкообразным баритом аналогичны описанным выше. Процесс утяжеления заканчивается перемешиванием раствора после вве­дения в него расчетного количества барита. Интенсивность утяжеления водоглинистои суспензии регулируют значением вакуума в камере эжекторного гидросмесителя с помощью воздушного вентиля.

238

В некоторых районах нашей страны для приготовления буровых растворов еще применяют установки УПР-Р-2, гидравлические мешалки ГДМ-1 конструкции Я. П. Герасимова, лопастные глиномешалки ГМ-4.

239

Дальнейшее совершенствование приготовления эмульсионных и сус­пензионных систем идет по пути интенсификации взаимодействия компонен­тов. Для этой цели в последние годы разработаны и начали успешно применять­ся диспергаторы ДГ-2 и ДШ-100. Диспергатор ДГ-2 предназначен для диспер­гирования твердой и эмульгирования жидкой фаз буровых растворов и других жидкостей специального назначения при их приготовлении, а также обеспечи­вает сокращение расхода материалов и ускорение приготовления и утяжеления буровых растворов (рис. 4.23). Техническая характеристика: принцип измельче­ния компонентов раствора гидравлический, «струя в струю»; рабочее давление на входе в диспергатор 10-12 МТТа; пропускная способность 40-100 м7ч; габари­ты 1190x750x280 мм; масса 190 кг. Для тех же целей предназначен и дисперга­тор ДШ-100 (рис. 4.24). В отличие от ДГ-2 ДШ-100 используется при работе с насосами низкого дашюния. Техническая характеристика: принцип измельчения компонентов раствора истирание мелющими шарами («шаровая мельница»), рабочее давление диспергатора 0,3-0,4 МПа; пропускная способность 80 кг. Пре­имущества ДШ-100 состоят в следующем: низкая энергоемкость процесса дис­пергирования, безопасность работ, сокращение расхода материалов, простота обслуживания и эксплуатации.

Рис. 4.24. Диспергатор циклонный шаровой ДШ-100:

I- крышка; 2 - внутренняя камера; 3 - патрубок;

4 - клапан;5 - запорное устройство; 6 - наружная камера;

7 - щелевидное сопло; 8 - мелющие тела; 9 - фильтр

Очистка бурового раствора от шлама

Для очистки бурового раствора от шлама используется комплекс различных механических устройств: вибрационные сита, гидроциклонные шламоотделители (песко- и илоотделители), сепараторы, центрифуги. Кроме того, в наиболее благоприятных условиях перед очисткой от шлама буровой раствор обрабатывают реагентами-флокулянтами, которые по­зволяют повысить эффективность работы очистных устройств.

В составе циркуляционной системы аппараты должны устанавли­ ваться по следующей технологической цепочке: скважина - вибросита, песко- и илоотделители, сепаратор - блок регулирования содержания и состава твердой фазы (центрифуга, гидроциклонный глиноотделитель).

Обычно в буровом растворе в процессе бурения скважины присут­ствуют твердые частицы различных размеров (рис. 4.25). Размер частиц бентонитового глинопорошка изменяется от единицы до десятков микро­метров, порошкообразного барита до 75 мкм, шлама до 10 мм. Частицы шлама (особенно глинистые) постепенно превращаются в коллоидные частицы (размером менее 2 мкм) и играют весьма заметную роль в фор­мировании технологических свойств бурового раствора. При идеальной очистке из бурового раствора должны удаляться вредные механические примеси размером более 1 мкм. Однако технические возможности аппара­тов и объективные технологические причины не позволяют в настоящее время достичь этого предела. Лучшие мировые образцы вибросит (ВС-1, В-21, двухсеточное одноярусное сито фирмы «Свако», двухъярусное виб­росито фирмы «Бароид» и др.) позволяют удалять из бурового раствора частицы шлама размером более 450 мкм. Максимальная степень очистки при использовании глинистых растворов достигает 50 %. Применение

240

гидроциклонного пескоотделителя позволяет увеличить степень очистки бу­рового раствора до 70 %; удаляются частицы шлама размером более 40 мкм. Для более глубокой очистки применяют батарею гидроциклонов диамет­ром не более 100 мм - илоотделителей. С помощью этих аппаратов удает­ся очистить буровой раствор от частиц шлама размером до 25 мкм и по­высить степень очистки до 90 % и более. Более глубокая очистка от шла­ма сопряжена с применением очень сложных аппаратов высокопроизво­дительных центрифуг и поэтому обычно экономически невыгодна. Даль­нейшее уменьшение содержания твердой фазы в буровом растворе осуще­ствляется разбавлением либо механической обработкой небольшой части циркулирующего бурового раствора, в результате которой из него удаля­ется избыток тонкодисперсных (размером 10 мкм и менее) частиц.

Пескоотделитель

Размер частиц, мкм

Рис. 4.25. Дисперсный состав бурового раствора и предельные воз­можности аппаратов для очистки раствора от шлама: 1,2- дисперсный состав глинопорошка и барита; 3,4- дисперсный состав шлама соответ­ственно через один и два цикла циркуляции

Для утяжеленного раствора степень очистки ограничивается необхо­димостью сохранения в растворе утяжелителя. Поэтому механическими ап­паратами из утяжеленного раствора практически могут быть извлечены час­тицы шлама размером лишь до 74 мкм.

Дальнейшее улучшение степени очистки

утяжеленного раствора обычно осуществляют переводом частиц шлама в более глубокодисперсное состояние (например, путем примене­ния флокулянтов селективного действия). При этом большое внимание уделяют регулированию содержания и состава твердой фазы с помощью центрифуги или гидроциклонных глиноотделителей.