Глинисті бурові розчини

• Під глинистим розчином розуміють колоїдно-суспензійну полідисперсну (гетерогенну) систему, представлену головним чином ди­сперсійним середовищем (водою) і дисперсною фазою (глинистими частинками). Глинисті частинки знаходяться у вигляді агрегатів мі­нералів розміром від тонкодисперсних (колоїдних) до грубодисперсних.

► Застосування глинистих розчинів:

• хімічно необроблені бентонітові суспензії можна використати при бурінні в інтервалах, складених достатньо стійкими малопроникними породами;

• для розбурювання глинистих порід і ангідритів застосовують суспензії, оброблені лігносульфонатами (ці реагенти зменшують інтенсивність диспергування глин фільтратом і в'язкість суспензії, а також роблять її малочутливою до мінералізації);

• при бурінні в складніших геологічних умовах використовують хімічно оброблені глинисті суспензії (якщо в розрізі відсутні набухаючі і диспергуючі у воді глинисті породи і нема небезпеки значної мінералізації, то використовують глинисті суспензії, оброб­лені гуматним реагентом);

• якщо в розрізі спостерігається чергування піщано-глинистих і хемогенних порід, глинисту суспензію готують із солестійкої палигорскітової глини;

• інгібуючі глинисті суспензії застосовують для розбурювання потенційно нестійких глин, сильно набухаючих у воді і легко диспе­ргуючих глинистих сланців.

Інгібування — це така хімічна обробка, в результаті якої різко зменшується зволоження частинок і диспергування їх у водному фільтраті. Як інгібуючі компоненти викорис­товують КСІ, NaCl, СаС1₂ , CaSO₄, Na₂SiO₃, Ca(OH)₂, MgCl₂ та інші речовини.

► Глинисті розчини володіють такими позитивними якостями:

• утримують шлам у змуленому стані при припиненні циркуляції;

• глинизують стінки свердловини, в результаті чого зменшує­ться фільтрація дисперсійного середовища або самого розчину в про­никні пласти;

• забезпечують вищу якість розкриття продуктивних пластів порівняно з водою;

• дозволяють достатньо оперативно регулювати гідростатич­ний тиск у свердловині завдяки зміні густини розчину;

• часто дозволяють попередити поглинання, знизити його ін­тенсивність або ліквідувати зовсім;

• сприяють якісному проведенню комплексу геофізичних до­сліджень;

• є можливість приготування розчину самозамісом у процесі буріння за сприятливих умов.

► Недоліки глинистих розчинів:

• велика імовірність затягувань і прихватів бурильної колони і приладів у свердловині внаслідок утворення фільтраційної кірки (іноді товстої і липкої);

• проникнення глинистих частинок і фільтрату в продуктивний пласт і зниження його проникності;

• значна густина і в'язкість обумовлюють вищі гідравлічні опори в циркуляційній системі, ніж при промиванні водою і поси­люють прояви диференціального тиску;

• великі затрати хімічних реагентів, часу та засобів на приготу­вання розчинів;

• нижчі буримість гірських порід і показники буріння порівня­но із застосуванням для промивання води;

• потреба в спеціальних, очисних спорудах для очищення і де­газації розчину;

• підвищена схильність до спінювання;

• імовірність погіршення якості цементування при утворенні товстої і дірчастої глинистої кірки на стінках свердловини.

• Бурові розчини з малим вмістом твердої фази (малоглинисті).

► Застосування глинистих розчинів:

• при бурінні в інтервалах, складених достатньо стійкими малопроникними породами;

• для розбурювання глинистих порід і ангідритів.

При застосуванні цих розчи­нів постає проблема не одержання, а попередження їх збагачення вибуреною породою. Для цього застосовують існуючі механічні методи очищення і методи селективної флокуляції, за до­помогою якої флокулюють грубодисперсну фракцію, стабілізуючи водночас тонкодисперсну фракцію глинистої фази.

Застосування такого типу розчину в США у 80-і pp. становило близько 25% від загальної проходки. При цьому затрати на буріння свердловини скоротилися на 25—30%, а витрати на хімічну обробку бурових розчинів — на 50%.

Примітка. До розчинів з малим вмістом твердої фази належать також так звані недиспергуючі бурові розчини.

Недиспергуючі бурові розчини — це розчини із вмістом твердої (глинистої) фази до 2,5% (за об'ємом).

► Для приготування недиспергуючих бурових розчинів застосовують головним чином полімерні добавки двох типів:

− полімерні добавки подвійної дії, які підвищують в'язкість глинистих (бентонітових) розчинів і спонукають до флокуляції твердих частинок породи (наприклад, VAMA і РНРА-1);

− селективні флокулянти (наприклад, РНРА-2), які спонукають до флокуляції частинки породи, але не впливають на технологічні властивості глинистого (бентонітового) розчину.

► Хімічна обробка. Розчини з малим вмістом твердої глинистої фази характеризуються низькими значеннями в'язкості, СНЗ і ДНЗ, для підвищення яких додають полімерні реагенти, солі, оксид магнію та інші компоненти.

Параметри малоглинистих бурових розчинів на основі гідролізованого поліакриламіду під впливом вибуреної породи і температури змінюються незначно. Як правило, їх параметри при вмісті 3—4 % глини є такими: густина — 1050—1070 кг/м³, умовна в'язкість — 25—30 с, показник фільтрації — 45 см³/30 хв, кірка — 0,5 мм, СНЗ за 1 хв — 0—2 дПа, за 10 хв — 2—4 дПа.

Змінюючи ступінь гідролізу і молекулярної маси цих речовин, одержують поліакриламідні добавки, які по-різному діють на бентонітові бурові розчини.

З метою, оптимізації полімерної флокуляції треба враховувати, що той самий полімерний реагент при дії на мінеральні частинки може бути як флокулянтом, так і стабілізатором. У більшій мірі різницею концентрацій щодо, флокулюючої дії на глини (бентоніт, каолініт) характери­зуються поліакрилати. Селективну дію полімерів посилюють додаванням таких неорганічних коагулянтів, як хлориди і сульфати заліза, алюмінію, магнію та ін., а також застосуванням органоколоїдних добавок як структуруючої фази.

Окрім вказаних, відомі добавки, які повністю флокулюють усі тверді частинки, в тому числі бентоніт, їх застосовують переважно під час буріння свердловин з промиванням водою.

Примітки:

• при обробці обважнених недиспергуючих бурових розчинів кількість добавки полімеру зале­жить від вмісту в розчині бариту і розчиненого кальцію.

• в'язкість недиспергуючих рідин, на відміну від диспергуючих, з підвищенням температури практично не змінюється.

• з вітчизняних розробок рецептур недиспергуючих бурових розчинів застосовуються систеь з добавками «м'яких» гідрофобізаторів типу ГКЖ-10 або ГКЖ-11.

• Глинисті розчини на прісній воді

► Глинисті розчини на прісній воді призначені для розбурювання стійких, несолевмісних гірських порід. При їх застосуванні необхідно облаштовувати бурову (крім очищувальних пристроїв) відстійниками з великою площею поверхні, забезпечувати добре водопостачання та можливість складування скидів вибуреної породи та надлишку бурового розчину.

► Приготування. Глинисті розчини на прісній воді містять менше 1% хлориду натрію або менше 120 мг/л іонів кальцію. Прісний глинистий розчин одержують на основі водяної суспензії бентоніту я глинистого мінералу, найбільш піддатливого до набухання і диспергування у воді.

З допомогою механічних диспергаторів і хімічних добавок добиваються утворення в'язко- дисперсної системи — власне глинистого розчину, який на відміну від суспензії набуває здатності не седиментувати, не флотувати, а утворювати на поверхні фільтра щільну малопроникну кірк)

► Хімічна обробка. Підвищення лужності до рН 8,5—9,0 шляхом додавання головним чином кальцинованої соди (Na₂CO₃) або триполіфосфату натрію (ТПФН) посилює процес гідратації глинистих компонентів і відповідно спричиняє структурування бурового розчину. При цьому ступінь коагуляції як правило, знижується, а показник фільтрації може зменшитися до 10—15 см³/30 хв.

Досить ефективним хімічним реагентом для обробки таких розчинів є вугільно-лужний реагент (ВЛР). Внаслідок його добавки в кількості 15—30% за об'ємом показник фільтрам може становити 4—5 см³/30 хв. Одночасно знижуються показники структурно-механічних характеристик розчину (в'язкість, СНЗ).

При використанні кальцієвих глин для розрідження застосовують ВЛР разом із ССБ.

Технологічно це здійснюють таким чином: спочатку в розчин додають 3—5% (об'ємних) ССБ у вигляді 50-процентного розчину, ретельно його перемішують. Якщо не досягнуто розрідження до потрібних значень, то додають розчин каустичної соди (NaOH) доти, поки подальші розрідження не припиниться.

• Глинистий розчин для забурювання стовбура свердловини

Розчин для забурювання стовбура свердловини повинен володіти наступними властивостями:

• мати високу в'язкість , СНЗ і ДНЗ (щоб не до­пустити вимивання піску та слабозцементованих порід і утворення вирви під буровим обладнан­ням, а також поглинань рідини);

• бути необробленим хімічними реагентами (щоб запобігти забруднення пластових вод).

• Глинисті розчини на мінералізованій воді

► Глинисті розчини на мінералізованій воді призначені для буріння свердловин, в розрізі яких є соленосні відклади.

Соленосні відклади, які зустрічаються під час буріння, складені або безпосередньо з соляних відкладів, інколи з прошарками глинистих порід, або з глинистих та інших осадових порід, що мають включення або невеликі прошарки солей. Щодо складу солей найбільш поширеними є галіт, ангідрит, гіпс, сильвін, бішофіт, мірабіліт та ін. Основні характеристики цих солей наведені в таблиці 6.6.

Таблиця 6.6 − Основні характеристики солей

Сіль	Хімічна формула	Густина, кг/м3	Твердість за шкалою Мооса	Розчинність (% масові) при температурі, °С
				10	20	40	60	80	100
Галіт	NaCl	2100-2200	2	26,3	26,4	26,8	27,0	27,6	28,2
Сильвін	КСІ	1980	1,5-2,0	23,8	25,5	28,7	31,3	33,8	36,0
Бішофіт	MgCl2.6H20	1590	1,5	34,9	35,3	36,5	37,9	39,8	42,2
Карналіт	MgCl2.KCl.6H20	1600	2-3	—	—	—	—	—	—
Хлорид кальцію	СаС12	2200	1,5-2,0	39,4	42,7	53,5	57,8	59,5	61,4
Тахігідрит	2MgCl2.CaCl2.l2H2O	1660	2	—	—	—	—	—	—
Гіпс	CaS04.2H2O	2300	1,5	0,193	0,202	0,211	0,201	—	—
Ангідрит	CaSO4	2800-3000	3,0-3,5	—	—	—	—	—	—
Мірабіліт	Nа2SO4.10H20	1480	1,5-2,0	8,2	16,1	28,8	30,5	30,0	29,9

Продовження таблиці 6.6

Кізерит	MgS04.H20	2570	3,5	—	—	—	—	—	—
Полігаліт	KmgCa2(SO4)4.2H20	2750	2,5-3,0	—	—	—	—	—	—
Трона	Na3H(CO3)2.2H2O	2110-2140	2,5-3,0	—	—	—	—	—	—
Селітра	NaN03	2260	1,5-2,0	44,5	46,8	51,2	55,5	59,7	64,5

За природою мінералізатора вирізняють хлор-калієві, хлорно-кальцієві, магнієві, магнієво-калієві та мінералізовані хлоридом натрію бурові розчини.

► Приготування. Перед розкриттям соляних відкладів технічну воду насичують сіллю, що відповідає розбурюваній.

Найпоширенішими соляними відкладами в розбурюваних гірських породах є галіт (NaCl), який як домішку може містити інші мінерали — сильвін (КСІ) і ангідрит (CaS0₄). Як правило, породи містять кілька солей, наприклад, NaCl, KCl, CaSO₄. Швидкість розчинення солевмісних порід у воді в умовах свердловини залежить від концентрації розчиненої солі в буровому розчині і від температури. З підвищенням концентрації солі в буровому розчині швидкість розчинення зменшується.

За ступенем мінералізації бурові розчини бувають слабомінералізовані, мінералізовані і соленасичені, які в свою чергу поділяють на:

• необроблені реагентами-стабілізаторами;

• стабілізовані хімічними реагентами.

• Необроблений глинистий соленасичений розчин

► Застосовують соленасичені розчини для розбурювання солей без прошарків теригенних відкладів, а також при високих температурах (до 160°С) на вибої.

В такий розчин входять наступні компоненти:

• вода, глина, сіль;

• для покращання змащувальних властивостей додають нафту, нафтопродукти, графіт;

• для ство­рення більшої густини — обважнювач.

Соленасичений буровий розчин застосовують в основному при бурінні відкладів солей (NaCl), в яких відсутні інші солі. За основу використовують соленасичений розсіл із вмістом NaCl 300 кг/м³ та густиною 1190 кг/м³. Для того, щоб уникнути розчинення солей на стінках свердловини, буро­вий розчин має постійно бути соленасиченим.

У середньому параметри цього розчину такі: густина, залежно від глибини та необхідності не допустити пластичного деформування солей на стінках, може становити 1250—2500 кг/м³; умовна в'язкість — 45—100 с; показник фільтрації 10 см³/30 хв; вміст хлору — 182 г/л та рН= 10—11.

► Приготування. Розчин готують із попередньо гідратованого в прісній воді глинопорошку, кальцинованої і каустичної соди. Глинисту суспензію обробляють нафтою разом з графітом, додають сіль до насичення а при потребі — обважнювач.

Соленасичений глинистий розчин можна готувати на основі такого, що застосовувався для розбурювання солей. При цьому внаслідок додавання солей можливе його сильне загущення, особливо коли розчин був оброблений ВЛР. У такому разі треба заздалегідь понизити в'язкість до 25 с додаванням води, добавити нафту і графіт, а відтак поступово впродовж кількох циклів обробляти сіллю і при потребі додати обважнювач.

Якщо такий розчин готують з глинистого розчину на водній основі, то спочатку його необ­хідно розбавити до густини 1100 кг/м³. Потім додати 330 кг NaCl на 1 м³ бурового розчину. При цьому спочатку через флокуляцію частинок глини зростає в'язкість розчину. Зі збільшенням концентрації солі відбувається агрегація і в'язкість знову знижується.

• Глинистий соленасичений розчин (стабілізований хімічними реагентами)

► Хімічна обробка. Глинистий соленасичений розчин стабілізують хімічними реагентами.

Для отримання 1 м³ рідкої основи додаються такі хімреагенти: каустична сода — 1 —1,5 кг; високов'язка КМЦ — 5—10 кг; малов'язка КМЦ — 5—10 кг; обважнювач (барит або доломіт) —у відповідності з розрахунком.

Якщо готують свіжий соленасичений розчин на водній основі, то на 1 м³ прісної води до­дають такі хімреагенти: каустична сода — 1 — 1,5 кг; бентоніт — 40 кг; хлорид натрію — 330 кг; високов'язка КМЦ — 5—10 кг; малов'язка КМЦ — 5—10 кг; обважнювач — у відповідності з розрахунком. Після додавання каустичної соди і бентоніту розчин треба перемішувати протягом кількох годин, щоб надати бентоніту можливість набухнути, і лише після цього ввести решту реагентів. Оскільки глини в соленасиченому розчині не набухають, то проблем з гелеутворенням практично не виникає.

Для підтримання необхідного ДНЗ часом виникає потреба в додаванні 1—2 кг полімеру на 1 м³ розчину. Розчин постійно підтримують соленасиченим, тому прісну воду до нього не додають.

У таблиці 6.7 наведено перелік хімреагентів і матеріалів, які використовують в соленасичених розчинах.

Таблиця 6.7 — Хімреагенти і матеріали для обробки соленасичених розчинів

Хімреагент, матеріал	Призначення	Концентрація
Бентоніт	Приготування розчину	40 кг/м3
Хлорид натрію	Соленасичення	330 кг/м3
Каустична сода	Регулювання рН	1-1, 5 кг/м3
Високов'язка КМЦ	Збільшення в'язкості	5-Ю кг/м3
Малов'язка КМЦ	Зменшення показника фільтрації	5—10 кг/м3
Полімер (наприклад, XC-Polymer)	Збільшення ДНЗ	1-2 кг/м3
Розріджувач (наприклад, Aqua Magic)	Розрідження	10 кг/м3 (при потребі)
Розсіл хлориду натрію	— «—	У відповідності з потребою
Піногасник	Гасіння піни	0,1-0,5л/м3
Солона вода (300 кг NaCl/м3)	Зниження густини, розрідження	У відповідності з потребою

Якщо розчин містить іони кальцію, то треба обробити його кальцинованою содою, довести в'язкість до 25 с додаванням води, засолонити і обважнити.

Показник рН регулюють додаванням каустичної соди. В'язкість і СНЗ понижують додаван­ням розсолу, підвищують додаванням окисленого петролатуму (СМАД) — 30—50 кг/м³ або порошкоподібного ВЛР — 10—20 кг/м³.

Під час буріння із застосуванням соленасиченого глинистого розчину в соленосних відкладах необхідно проводити контроль мінералізації фільтрату.

• Магнієво-каліевий буровий розчин

Магнієво-каліевий буровий розчин застосовують для буріння пластів зі змішаними солями.

Його насичують солями у відповідності з вмістом карналіту (MgCl₂- КСІ- 6Н₂0).

Параметри розчину такі: густина — залежно від гірничо-геологічних умов у межах 1350— 2400 кг/м³; в'язкість — 45—100 с; показник фільтрації — 10—20 см³/30 хв; вміст Mg²⁺ — 80 г/л; К⁺ - 40 мг/л; СІ- - 300 мг/л; Р_ш - 1-2.

Оскільки надлишок вапна (реагенту, який регулює величину рН) призводить до зростання в'язкості, то лужність бурового розчину треба підтримувати на допустимому рівні.

► Приготування та хімічна обробка. Розчин готують з прісної води або з магнієвого розсолу.

Кількість (у кг/м³) КСІ та MgCl₂ • 6Н₂О, необхідних для збільшення вмісту К⁺ до 40 г/л та Mg²⁺ до 80 г/л, а також відносного збільшення об'єму за рахунок добавки солей, наведена в таблиці 6.8.

Таблиця 6.8— Хімреагенти і матеріали для обробки магнієво-калієвих бурових розчинів

Хімреагент, матеріал	Призначення	Концентрація
Хлорид натрію	Приготування розчину	0-300 кг/м3
Каустична сода	Регулювання рН	1—1, 5 кг/м3
Високов'язка КМЦ	Збільшення в'язкості	5 кг/м3
Малов'язка КМЦ	Зменшення показника фільтрації	10-20 кг/м3
Полімер (ХС- Polymer)	Збільшення ДНЗ	1 —2 кг/м3 (при потребі)
Вода	Розрідження	У відповідності з потребою
Піногасник	Гасіння піни	0, 1— 0,5 л/м3 (при потребі)
Доломіт	Обважнення розчину	У відповідності з розрахунком

До цього розчину не рекомендують додавати прісну воду.

Передозування вапна може призвести до зростання в'язкості, тому для підтримки показника лужності необхідно додавати не більше 1—2 кг вапна на 1 м³ бурового розчину впродовж одного циклу циркуляції. Більшу кількість вапна можна додавати лише при появі сірководню. Добавка полімеру регулює ДНЗ.

• Природні суспензії (бурові розчини)

► Природні суспензії вигідно використовувати при бурінні свердловин на родовищах, в розрізі яких є великий вміст порід, що служать для приготування розчинів.

► Приготування. У процесі буріння свердловини лише частина породи видаляється на денну поверхню у вигляді шламу. Решта породи диспергується в суспензії, тобто проходить приготування бурового розчину шляхом самозамісу Розрахунки показують, що завдяки самозамісу утворюється до 50% розчину, який циркулює в свердловині в процесі буріння.

Розчини, які утворились таким шляхом, суттєво відрізняю­ться за складом дисперсної фази. Якщо дисперсна фаза в основному глиниста, то методи хімічної обробки не відрізняються від звичай­них, а утворювані розчини можуть бути перетворені в емульсійні, вапнякові та інші.

Природними суспензіями називають системи, в яких тверда порода складається в основному з вибурених неглинистих порід. Природні розчини з неглинистих порід утворюються при розбурюванні розрізів, складених крейдою, вапняками, ангідритами, мергелями та ін., тому вони отримали назву: крейдові, карбонатно-глинисті, сульфатні, сульфатно-галоїдні та ін.

► Хімічна обробка. Усі природні водні суспензії з неглинистих порід володіють стабільністю, тому виникає необхідність у невеликих домішках ви­сокоякісної монтморілонітової глини і деяких структуроутворюючих хімічних реагентах (крохмал, карбосиметилцелюлоза та ін.). По­зитивною якістю природної суспензії є мала чутливість дисперсної фази до коагулюючої дії солей.

• Інгібовані бурові розчини

Інгібовані глинисті розчини застосовуються при бурінні нестійких самодиспергуючих порід (глин, глинистих сланців, аргилітів, алевролітів).

Мета інгібування − зниження гідрофільності твердої фази в бурових розчинах і здатності її до пептизації (підвищення дисперсності дисперсної системи).

Пептизація − підвищення дисперсності дисперсної системи за рахунок введення електролітів або інших речовин.

Інгібування здійснюється методом строгого дозування коагуляції, під час якої структуроутворення повинно бути призупинено на певному рівні, а пептизація і набухання дуже обмежені. Під час інгібування зростає глиноємність розчинів.

Інгібовані глинисті розчини володіють інгібуючим ефектом по відношенню до розбурюваних порід, що виражається в закріплюючому ефекті і підвищенні стійкості стінок свердловини. Техніка інгібування полягає в багатокомпонентній обробці розчинів шляхом введення в них захисних колоїдів, коагулюючих агентів, регуляторів рН, понижувачів в'язкості.

Хімічна основа дії інгібованих розчинів, що підвищує стійкість стінок свердловини, визначається головним чином здатністю іонів електролітів, що інгібують, вступати у взаємодію з породами глинистого комплексу, викликати їх коагуляцію, іонний і неіонний обмін, утворювати нові речовини і структури, стабільніші до агресивних дій дисперсійного середовища і вод пластів. В результаті підвищується зв'язність і знижується набухання порід. Як правило, процес цей носить об'ємний характер. І

Інгібовані розчини зазвичай отримують назву по найменуванню основного інгібуючого компоненту.

Кріпляча дія та підвищення глиноємності розчинів посилюється у міру добавок реагенту, що інгібує, проте це приводить до зростання коагуляційних процесів в самому розчині, збільшується показник фільтрації, зростає або знижується в'язкість, втрачається агрегативна стійкість. Для стабілізації таких розчинів використовують реагенти з високою захисною здатністю — КССБ, КМЦ, окзил, ФХЛС, а також реагенти-понижувачі в'язкості. Іноді вдається обмежитися одним реагентом, який виконує роль і стабілізатора, і розріджувача. Найчастіше це лігносульфонати. В результаті утворюється багатокомпонентна система, стійкість і ефективність якої обумовлені певним співвідношенням компонентів. В процесі буріння властивості такого розчину можуть змінюватися, оскільки відбувається взаємодія з гірськими породами і водами пластів, що, у свою чергу, може зажадати добавок того або іншого реагенту.

• Вапняний буровий розчин

► Вапняний буровий розчин використовують для попередження надмірного загущення глинис­тих розчинів, передусім обважнених, під час розбурювання глинистих порід.

Переваги цих роз­чинів (в порівнянні з глинистими) полягають у:

• зменшенні витрат обважнювача і хімреагентів;

• скороченні часу на вирівнювання параметрів;

• можливості турбінного буріння із застосуванням обважнених розчинів завдяки їх здатності зберігати малу в'язкість;

• зменшенні чутливості до впливу солей (до 5%).

До недоліків вапняних розчинів, що обмежують область їх застосування, належить схильність до загущення під дією високої температури з часом. Це відбувається при їх тривалому прогріванні в статичних умовах. Одночасно при цьому може значно збільшуватися СНЗ.

Вважають, що при тривалій дії температури понад 110°С відбувається необоротне загущення розчину внаслідок взаємодії вапна з глиною з утворенням гідросилікату кальцію 6СаО -3Si0₂-2H₂0. З підвищенням температури, °С: 0; 20; 50; 100 відповідно зменшується розчинність вапна Са(ОН)₂, %: 0,173; 0,166; 0,130; 0,080.

Певні обробки бурових розчинів хімічними реагентами направлені власне на забезпечення умови збереження або збільшення розчинності вапна.

► Приготування. Процес обробки звичайних глинистих розчинів вапном називають вапнуванням.

Його здійс­нюють кількома способами:

• почергово додають до глинистого розчину вапно, луг і хімреагенти;

• одночасно, але окремо, додають компоненти;

• попередньо змішують реагенти, які беруть у певній пропорції, і відтак разом додають їх до глинистого розчину.

► Хімічна обробка. Для попередження загущення при підвищених температурах до вапняних розчинів додають хромати або біхромати.

Ефективним знижувачем показника фільтрації прісних вапняних розчинів є ВЛР, мінера­лізованих (NaCl до 5%) - ССБ, КССБ-2, КМЦ.

Знижувачами в'язкості, крім лігносульфонатів, можуть бути нітролігнін, поліфенол лісохі­мічний (ПФЛХ), окзил та ін.

Змащувальні властивості вапняних розчинів забезпечують добавки нафти, нафтопродуктів, органоколоїдів, ПАР та ін.

• Хлоркальцієвий буровий розчин

► Застосування хлоркальцієвих глинистих розчинів найбільш ефективне під час буріння в аргілітових відкладах, схильних до осипання і обвалювання.

► Готують хлоркальцієвий глинистий розчин так: глинисту суспензію обробляють КМЦ і КССБ; одночасно з КССБ додають піногасник; відтак додають хлорид кальцію, вапно, каус­тичну соду. Для приготування 1 м³ розчину необхідно: глини — 80—200 кг; води — 870—920 л; КССБ - 50-70 кг; КМЦ (або крохмалю) - 10-20 кг; СаС1₂ - 10-20 кг; Са(ОН)₂ - 3-5 кг; NaOH — 3—5 кг; піногасника — 3—5 кг.

Вапно додають у вигляді вапняного молока густиною 1000—1200 кг/м³.

Хлорид кальцію виконує функцію інгібуючої добавки. Як відомо, полівалентні катіони зменшують ступінь гідратації і диспергування глин, що попереджує зростання в'язкості і СНЗ глинистого розчину. Хлорид кальцію, як недорога і доступна речовина, набув широкого застосування.

► Хімічна обробка. Для забезпечення необхідної інгібуючої дії вміст іонів кальцію у фільтраті хлоркальцієвого глинистого розчину має складати 3000—5000 мг/л. Сильний коагулюючий вплив іонів кальцію спричиняє великі ускладнення в регулюванні технологічних параметрів цього типу бурових розчинів. Виникає потреба у витратах значної кількості реагентів-стабілізаторів.

Так, для зниження показника фільтрації до 5—6 см³/30 хв необхідний вміст КССБ стано­вить 20—25% (об'ємних). Рекомендують покращувати властивості хлоркальцієвого розчину з допомогою додавання вапна, КССБ разом з КМЦ, крохмалем та ін.

Готують хлоркальцієвий глинистий розчин так: глинисту суспензію обробляють КМЦ і КССБ; одночасно з КССБ додають піногасник; відтак додають хлорид кальцію, вапно, каус­тичну соду. Для приготування 1 м³ розчину необхідно: глини — 80—200 кг; води — 870—920 л; КССБ - 50-70 кг; КМЦ (або крохмалю) - 10-20 кг; СаС1₂ - 10-20 кг; Са(ОН)₂ - 3-5 кг; NaOH — 3—5 кг; піногасника — 3—5 кг.

• Хлоркалієвий буровий розчин

► Застосовують для зниження гідратації глин. Головним є те, що іони натрію на обмінних краях набухаючої глини монтморилоніту заміщуються дегідратованими іонами калію. Цей комплекс практично не розширюється. З цією метою в розчин вводять хлорид калію для забезпечення надлишкової кількості іонів калію, що конкурують із замінними іонами, які є в глинистих сланцях. Кількість хлориду калію залежить від кількості монтмори­лоніту, який є в пласті.

Параметри цього бурового розчину є такими: густина — 1300—1400 кг/м³; в'язкість — 45— 55 с; СНЗ — 90—100 дПа; показник фільтрації — менше 5 см³/30 хв; вміст К⁺ — 35—75 г/л; рН= 10-11.

► Приготування розчину зводиться до такого: вихідний розчин на основі прісної води роз­бавляють до густини 1100 кг/м³. Додають необхідну кількість хлориду калію (для отримання концентрації калію 1 г/л необхідно додати 1,91 кг хлориду калію на 1 м³).

► Хімічна обробка. На 1 м³ розсолу хлориду калію додають такі реагенти: каустичну соду 1—1,5 кг; високов'язку КМЦ 5 кг; малов'язку КМЦ 5 кг; обважнювач — у відповідності з розрахунком.

Для підтримки граничного ДНЗ іноді додають 1—2 кг полімеру на 1 м³ бурового розчину.

Оскільки іони калію взаємодіють з глинами або глинистими сланцями, необхідно постійно додавати хлорид калію для підтримки певної концентрації калію. Тому вміст калію слід вимірювати кожні 4 год.

Під час буріння на хлоркалієвому буровому розчині необхідно оптимально використати обладнання для вилучення твердої фази та забезпечити контроль за густиною. Оскільки вибурена глина в калієвому середовищі не набухає, то не виникає особливих проблем з гелеутворенням.

У таблиці 6.9 наведено перелік хімреагентів і матеріалів, які використовуються в хлоркалієвих бурових розчинах.

Таблиця 6.9− Хімреагенти і матеріали для обробки хлоркалієвих розчинів

Хімреагент, матеріал	Призначення	Концентрація
Хлорид калію	Інгібування	70-150 кг/м3
Каустична сода	Регулювання рН	1-15 кг/м3
Високов'язка КМЦ	Збільшення в'язкості	5 кг/м3
Малов'язка КМЦ	Зменшення показника фільтрації	5 кг/м3
Полімер	Збільшення ДНЗ	1 —2 кг/м3 (при потребі)
Розріджувач (наприклад, Aqua Magic)	Розрідження	10 кг/м3 (при потребі)
Вода	— «—	У відповідності з потребою
Піногасник	Гасіння піни	0,1-0,5 л/м3
Барит або доломіт	Обважнення розчину	У відповідності з розрахунком

• Карбонатний буровий розчин

► Карбонатний буровий розчин застосовують під час буріння продуктивних зон.

Середні показники розчину є такими: густина 1010—1500 кг/м³; в'язкість 45—60 с; показник фільтрації близько 2 см³/30 хв.; рН = 10—11; вміст Сl від 0 до 180 г/л.

Для того, щоб найменше пошкодити пласт, в якості обважнювача використовують доломіт, який розчиняється в кислоті. Найбільша густина розчину обмежується 1500 кг/м³. Солоність карбонатного розчину залежить від необхідної густини.

► Розчин готують таким чином. На 1 м³ прісної води додають: хлорид натрію (залежно від гус­тини); каустичну соду 1—1,5 кг/м³; високов'язку КМЦ близько 5 кг/м³; малов'язку КМЦ 10— 20 кг/м³; доломіт — у відповідності з розрахунком.

Для зменшення вмісту твердої фази густина розсолу, на якому готується буровий розчин, має бути на 0,05 меншою від необхідної густини бурового розчину. У такий розчин додають 1—2% (об'ємних) мастильних речовин.

Для одержання карбонатних розчинів в Україні застосовують такі способи:

через фрезерно-струминні млини додають до вихідного глинистого розчину крейду. Якщо вміст глини великий, то краще додавати крейду у вигляді суспензії; крейдяну суспензію готують у глиномішалці з додаванням невеликої кількості глинопорошку і потрібної кількості реагентів-стабілізаторів.

Прісні карбонатні розчини краще готувати на 10-процентному розчині ВЛР.

Часто приготування таких бурових розчинів проходить шляхом самозамісу під час розбурювання карбонатних відкладів із застосуванням технічної води. В розчині проходить нагромаджен­ня дрібнодисперсних фракцій крейди, вапняків і доломітів, а пізніше проводять їх пептизацію шляхом порційного додавання 4-процентної каустичної соди (NaOH).

Для зменшення ймовірності прихватів бурильних труб за рахунок перепаду тиску необхідно підтримувати показник фільтрації на максимально низькому рівні (близько 2 см³/30 хв). У розчин вводять 1—2% (об'ємних) мастильних речовин.

► Хімічна обробка. Стабільність одержуваної системи підвищують, додаючи до 1% NaCl або до 5% рідкого скла і ВЛР. При збільшенні мінералізації як стабілізатор застосовують КССБ.

У таблиці 6.10 вміщено перелік хімреагентів і матеріалів, які використовують зарубіжні фірмами для обробки карбонатних розчинів.

Таблиця 6.10 − Хімреагенти і матеріали зарубіжних фірм для обробки карбонатних розчинів

Хімреагент, матеріал	Призначення	Концентрація
Хлорид магнію	Приготування розчину	Mg2+ 80 Г/Л
Хлорид калію	— «—	К+ 40 г/л
Вапно Са(ОН)2	Регулювання лужності	3 кг/м3
Високов'язка КМЦ	Збільшення в'язкості	10-20 кг/м3
Малов'язка КМЦ	Зменшення показника фільтрації	5-10 кг/м3
Полімер (XC-Polymer)	Збільшення ДНЗ	1-2 кг/м3
Піногасник	Гасіння піни	0,1-0,5л/м3
Барити, доломіти	Обважнення розчину	У відповідності з розрахунком

• Силікатний буровий розчин

► Призначений для підвищення стійкості стовбура свердловини під час буріння в гірських породах, складених з аргілітів та глинистих сланців, схильних до осипання.

► Приготування. Силікатні глинисті розчини готують із звичайних глинистих розчинів шляхом додавання рідкого скла та реагентів, які знижують показник фільтрації і в'язкість.

Наприклад, безпосередньо на буровій заготовляють 5—6-процентний розчин КМЦ з таким розрахунком, щоб загальна кількість сухої КМЦ складала 0,5—1,0% від об'єму циркулюючого глинистого розчину. Далі розчин КМЦ змішують з рідким склом і додають в циркулюючу систему. Окремо їх додають у випадку приготування силікатного розчину до розкриття відкладів, що осипаються.

Залежно від природи реагенту-стабілізатора їх можна умовно поділити на такі типи:

• гуматно-силікатний;

• силікатний, оброблений КМЦ;

• силікатний, оброблений гіпаном;

• силікатний, оброблений крохмалем.

► Технологія приготування, наприклад, гуматно-силікатного розчину, полягає в тому, що спочатку вихідний розчин обробляють кальцинованою содою, додають рідке скло і ВЛР.

Під час буріння для обробки даного розчину застосовують їх суміш як реагент, що має такий склад: в 50—60% води розчиняють 20—25% ВЛР, потім додають 20—25% силікату натрію (рідкого скла).

На 1 м³ гуматно-силікатного розчину витрачають 40—80 л рідкого скла густиною 1480— 1500 кг/м³; 120—200 л ВЛР густиною 1040 кг/м³; 720—840 л води.

► Хімічна обробка. Ці розчини з часом схильні загущуватися. Тому необхідно додавати знижувачі в'язкості (поліфосфати, лігніни, ПФЛХ, суніл та ін.).

Зміцнююча дія силікатних розчинів в значній мірі залежить від концентрації рідкого скла; її підтримують у межах від 50 до 100 г/л. Підвищують зміцнюючу дію рідкого скла збільшенням модуля, тобто відношення SiO₂: Na₂0.

Силікатний розчин, який містить 15% рідкого скла, 0,5—1,0% КМЦ та невелику кількість розріджувача в'язкості, має такі властивості: умовна в'язкість — 25—40 с; показник фільтра­ції — 8—10 см³/30 хв; кірка - 1-2 мм; СНЗ за 1 хв/10 хв - 4-20/40—100 дПа; рН= 12—13.

Недоліком цих розчинів є надто велика чутливість до катіонів Са²⁺ і Mg²⁺, які утворюють з рідким склом нерозчинні сполуки.

Разом з тим силікатні розчини вирізняються з-поміж інших типів бурових розчинів високою термостійкістю.

• Гіпсовий буровий розчин

► Гіпсові бурові розчини застосовуються при розкурюванні нестійких глинистих горизонтів.

Ці роз­чини (в порівнянні з глинистими) мають такі переваги:

• можливість роботи з високим допустимим відхиленням вмісту твердої фази в системі бурового розчину з густинои 1200 кг/м³ в порівнянні зі звичайним типом глинистого розчину на воді;

• висока стійкість стінок свердловини досягається за рахунок зменшення набухання глин;

• агрегація диспергованих частин глини іонами Са²⁺;

• здійснюється дефлокуляція агрегованих глин лігносульфонатами, що забезпечує низькі показники ДНЗ і усуває необхідність застосовувати розбавники;

• розчини є менш дорогими в порівнянні з інгібованими системами.

При бурінні на гіпсових розчинах відзначено, що:

• перетворення натрієвої глини на кальцієву глину не завжди буває повним, оскільки це залежить від часу та температури навіть при оптимальному вмісті Са²⁺ в фільтраті;

• допустиме відхилення вмісту твердої фази в системі гіпсового лігносульфонатного розчину більш високе в порівнянні з глинистим розчином на основі прісної води;

• робота з цим розчином є більш складною;

• при розбурюванні деяких пластів (практика США, Республіки Казахстан) спостерігалося намотування на долото глинистого сальника.

Усереднені параметри розчину: густина (максимальна) — 1300 кг/м³; в'язкість — 50 с; пластична в'язкість — 20 мПа-с; ДНЗ-72дПа; СНЗ (10хв) -96 дПа; рН- 10-11; лужна властивість фільтрату P_f — 0,5; показник фільтрації — 5—10 см³/30 хв.; вміст іонів кальцію Са²⁺ — 1000—1500 мг/л.

► Приготування. Для переведення глинистого розчину в гіпсовий практикують таку технологію: розбавляють глинистий розчин водою до в'язкості 30—35 с, відтак додають 1,1 — 1,7% ФХЛС і 0,15—0,30% лугу, а за наступний цикл — 1,2—1,5% гіпсу і захисний реагент-стабілізатор показника фільтрації.

Свіжий розчин готується так. На 1 м³ прісної води необхідно додати реагенти: 20 кг бентоніту, 1—1,5 кг каустичної соди, 10—15 кг гіпсу, 5 кг високов'язкої КМЦ, 2—4 кг малов'язкої КМЦ, обважнювач (барит або доломіт) — у відповідності з розрахунком.

Якщо розчин готують з того розчину, на якому починалося буріння, тоді його треба роз­бавити у співвідношенні 1:2 або 1:3 (залежно від лабораторного аналізу) та додати на 1 м³ розчину 1 — 1,5 кг каустичної соди, 10—15 кг гіпсу, 5 кг високов'язкої КМЦ, обважнювач — у відповідності з розрахунком.

► Хімічна обробка. У вітчизняній практиці буріння в'язкість гіпсових розчинів знижують добавками окзилу, феррохромлігносульфонату (ФХЛС), а показник фільтрації — конденсованою ССБ (КССБ), інколи — КМЦ. Для зниження коефіцієнта тертя додають 5—10% нафти, рН= 8,5—10,0 підтри­мують додаванням вапна, що одночасно сприяє додатковому інгібуванню набухання глини в розчині.

Вміст іонів Са²⁺ в гіпсових розчинах становить 700—1200 мг/л.

Під час буріння на гіпсовому буровому розчині необхідно оптимально використовувати обладнання для вилучення твердої фази та постійно контролювати густину і в'язкість. Будь-яка добавка в систему бурового розчину має містити гіпс (10 кг/м³) і каустичну соду (1 кг/м³).

Надлишок гіпсу необхідно контролювати кожні 8 год. Про його зменшення свідчить витрата кальцію, отже потрібно додати гіпсу.

Концентрацію Са²⁺ у фільтраті необхідно вимірювати кожні 4—8 год. Вміст розбавника по­трібно підтримувати на рівні 10 кг/м³. Зменшення вмісту розбавника може знизити межу флоку­ляції частинок глини, що збільшить загальну флокуляцію та призведе до збільшення в'язкості та СНЗ.

Показник рН має становити 10,5—11,5. При нижчому рН може збільшитися в'язкість та СНЗ через флокулюючу дію іонів Н⁺.

У таблиці 6.11 вказані хімреагенти і матеріали, які використовуються в гіпсовому лігносульфонатному буровому розчині.

Таблиця 6.11 − Хімреагенти і матеріали, що використовуються в гіпсовому розчині

Хімреагент, матеріал	Призначення	Концентрація
Бентоніт	Підвищення в'язкості	20 кг/м3
Високов'язка КМЦ	— «—	5 кг/м3
Малов'язка КМЦ	Зниження показника фільтрації	2-4 кг/м3
Розріджувач (лігносульфонат)	Розрідження	10- 15 кг/м3
Каустична сода	Регулювання рН	1-1, 5 кг/м3
Гіпс (CaSO4-2H2O)	Інгібітор	10- 15 кг/м3
Піногасник	Гасіння піни	0,1-0,5л/м3
Барити або доломіти	Обважнення розчину	У відповідності з розрахунком
Прісна вода	Розбавник	У відповідності з потребою

• Суспензії з конденсованою твердою фазою

Конденсація на відміну від диспергування є способом одержання колоїдних систем, який полягає в тому, що до розчину електролітів (розсолів) додають луги, які утворюють з іонами солей важкорозчинні сполуки.

Суспензії з конденсованою твердою фазою одержують з водних розчинів ряду солей (NaCl, KCl, MgCl₂, CaSO₄ та ін.) при додаванні лугів (NaOH, КОН, Са(ОН)₂) і невеликої кількості органічного реа­генту (крохмалу, лігносульфонатів, ефірів целюлози), а іноді і азбес­ту.

Найпоширеніші суспензії на базі MgCl₂, які називають гідрогелем магнію.

• Буровий розчин на основі гідрогелю магнію. Ці розчини належать до дисперсних систем з конденсованою твердою фазою.

► Завдяки високій концентрації солей, суспензії з конденсованою твердою фазою володіють великою інгібуючою дією на глинисті породи, тому їх доцільно застосовувати при розбурюванні глинисто-хемогенних і хемогенних порід (загальна мінералізація яких становить 250—300 г/л із вмістом магнію 10—15 г/л).

Колоїдна фаза в них утворюється в результаті хімічних реакцій солі та лугу, тобто шляхом конденсації з рідких розчинів. Ці сполуки існують тільки при висо­кій загальній мінералізації розчину і вмісті іонів магнію не менше 10 г/л. У розсолах нижчої мінералізації утворюється тільки гідроксид магнію, про що може свідчити збільшення рН гідро­гелю до 10—11 і зниження міцності структури.

Азбест сприяє утворенню тіксотропної структури, а органічний реагент − роль сповільнювача процесу кристалізації.

Переваги цих роз­чинів (в порівнянні з глинистими) полягають у:

Суспензії на основі гідрогелю магнію (в порівнянні з глинистими розчинами) мають ряд переваг:

• низьку корозійну активність;

• не змінюють параметрів при попаданні в них цементного розчину і пластових вод; дозволяють проводити всі види геофізич­них досліджень;

• не знижують проникність продуктивних пластів;

• володіють високою морозостійкістю і обважнюючою здатністю;

• легко дегазуються.

До вад гідрогелей магнію належить відсутність ефективних за­ходів для попередження рекристалізації солей і збереженню на усті одержаної у вибійних умовах зрівноваженої системи.

► Приготування та хімічна обробка.

Бурові розчини на основі гідрогелю магнію, як правило, мають такий склад:

• дисперсійне середовище — насичений розсіл хлориду натрію, або калію, або їх разом із вмістом магнію 10— 40 г/л. Структуроутворювачем є луг — каустична сода (NaOH) або їдкий калій (КОН) у вигляді концентрованих розчинів — до 3%;

• оксид або гідроксид кальцію у вигляді вапняного молока густиною 1200—1220 кг/м³ — до 2,5—5,0%;

• різні лужні відходи: магнезія, каустична магнезія, зелений шлам заводів хромових сполук, лужні зависі.

Останні одержують шляхом додавання до каустичної соди 20-процентної концентрації таких добавок, як вапняк, крейда, глина (крім на­трієвого бентоніту), азбест та ін.

Стабілізаторами таких розчинів є модифікований або харчовий крохмаль, який додають окремо (до 3%), або в суміші з КМЦ (до 0,2%) і ССБ (до 5%), чи в композиції з іншими хімреагентами.

• Полімерні недиспергуючі рідини

► Полімерні недиспергуючі суспензії доцільно використовувати при бурінні в розрізах, складених стійкими породами, серед який відсутні висококолоїдні глини. Завдяки малому вмісту твердої фази, такі рідини дозволяють значно покращити показники роботи доліт.

Основу такої рідини складає водний розчин одного або двох високомолекулярних полімерів. Полімери призначені для зменшен­ня водовіддачі, попередження диспергації частинок розбурюваних кальцієвих глин та інших порід, їх флокуляції та покращення реоло­гічних властивостей рідини.

Водний розчин полімерів не володіє тиксотропною структурою і не здатний кольматувати проникні стінки свердловини.

Щоб ліквідувати ці вади в полімерний розчин вводять невелику кількість колоїдної твердої фази (бентоніт, азбест і т.д.).

► Приготування та хімічна обробка.

Полімерну рідину з малим вмістом твердої фази одержують шляхом обробк глинистої суспензії з попередньо гідратованим і диспергованим у прісній воді бентонітом, полімерним понижувачем водовіддачі (наприклад КМЦ) і нафтою з наступним додаванням водного розчину полімеру-флокулянту (як правило, поліакриламіду).

Для приготування безглинистої суспензії змішують водний розчин полімеру-понижувача водовіддачі з водним розчином солі перехідного металу. При цьому утворюється гідрогель — полімерна суспензія з конденсованою твердою фазою. Для попередження збагачення цієї суспензії тонкодисперсними частинками розбурюваних порід до неї додають флокулянти та інгібуючі електроліти.

• Нафтоемульсійний буровий розчин

Будь-який розчин на водній основі можна перевести в емульсійний шляхом додавання відповідної кількості нафти чи інших вуглеводневих речовин і емульгатора.

Емульсійний розчин із вмістом до 20% нафти є засобом покращання технологічних характеристик бурових розчинів на водній основі. Властивості нафтоемульсійних глинистих розчинів подібні до властивостей розчинів, на базі яких вони приготовлені.

Їх переваги (у порівнянні із звичайними глинистими розчинами) такі:

• збільшення швидкості проходки на долото;

• збільшення терміну служби доліт і обладнання;

• збереження номінальності діаметра стовбура свердловини;

• зменшення моменту, необхідного для обертання бурильної колони;

• зменшення зносу труб;

• зменшення утворення сальників на долоті і в обважнених трубах;

• покращання стану стовбура свердловини, попередження обвалювання глинистих порід та ін.;

• можливість пониження густини бурових розчинів.

Одержання нафтоемульсійного розчину з глинистого розчину часто супроводжує незначне підвищення в'язкості.

Результатом якісного емульгування нафти чи нафтопродукту є пониження показника фільтрації. Це пов'язується із закупорюючою дією крапель нафти, які в процесі фільтрації про­никають у капіляри фільтраційної кірки, та зі зв'язуванням вільної води дисперсійного середовища завдяки її емульгуванню з нафтою. Про це свідчить те, що фільтратом добре емульгованого розчину є вода.

Вважають, що з присутністю емульгованої нафти в буровому розчині утворюється структура змішаного типу, що дістала назву суспензійно-емульсійної. Завдяки їй збільшується кількість контактів частинок, густота структурної сітки та її міцність.

► Приготування та хімічна обробка.

Хімічна природа, кількісний вміст емульгатора в значній мірі впливають на характеристики нафтоемульсійного розчину.

Як емульгатори спеціального призначення застосовують:

• високомолекулярні ПАР аніонного типу (продукти окислення синтетичних жирних кислот, смоляних нафтенових кислот, талового масла, продукти сульфування масел та ін.);

• емульгатори неіоногенного типу (похідні нонилфенолу з вмістом понад 3О молекул оксиду етилену, продукти оксиетилювання жирів рослинного і тваринного походження та ін.);

• емульгатори полімерного типу (поліамінокс).

Емульгатори понижують міжфазний натяг, що полегшує емульгування, ефективно захищають емульговані крапельки вуглеводнів (нафтової фази), сприяють одержанню високостабільних полідисперсних систем — емульсійних бурових розчинів на водній основі з мож­ливістю надання їм підвищеної гідрофобізуючої та інгібуючої дій.

Поліамінокс ефективно забезпечує добре емульгування вуглеводневої (нафтової) фази у середовищі мінералізованого бурового розчину. Застосування поліаміноксу обмежує витрати КМЦ, каустичної і кальцинованої соди для обробки мінералізованого бурового розчину, у 5 разів скорочує витрати крохмалю. Сумісна обробка поліаміноксом і крохмалем знижує границю насичення системи електролітами при збереженні солестійкості.

Нижче наведено приклади рецептур нафтоемульсійних розчинів, що застосовуються під час буріння свердловин на родовищах Прикарпаття.

Для приготування 1 м³ розчину витрачають, в кг: