1.6.2 Промивні рідини на водній основі

Вода, як промивна рідина, може бути застосована в районах, в яких геологічний розріз утворений твердими породами, що не обвалюються в свердловину без глинизації її стінки. У цих умовах промивання свердловини водою стає вигіднішою завдяки її великій рухливості, малій в’язкості і відносно невеликій густині. Як наслідок зменшуються гідравлічні опори в бурильній колоні, вибійному двигуні, долоті і затрубному просторі, полегшуються умови роботи бурових насосів, підвищується їх подача і потужність турбобура. Проте виникає небезпека прихвата (прилипання до стінки стовбура свердловини) бурильної колони, оскільки вода не спроможна утримувати у зваженому стані частинки розбуреної породи при припиненні циркуляції. Крім того, можуть бути обвали порід із стінки свердловини, оскільки вода не забезпечує належного гідростатичного тиску. Обвали пояснюються також фізико-хімічними діями води на породу. До того ж слід відзначити, що при розбурюванні продуктивного нафтоносного горизонту не можна свердловину промивати водою, оскільки інтенсивна фільтрація її в продуктивний горизонт утруднює приплив нафти з пласта в свердловину після закінчення буріння.

Глинисті розчини готують з глини і води. Проте не будь-яка глина придатна для цього.

Глина – суміш глинистих мінералів, які додають їй властивості пластичності, і твердих мінералів (піску, карбонатів), що ускладнюють процес якісного приготування глинистого розчину. Відомі глинисті мінерали, які входять до складу глин: каолініт Al₂О₃ 2SiО₂ 2H₂О, галуазит Al₂О₃ 2SiО₂ 3H₂О і монтморилоніт Al₂О₃ 4SiО₂ 2H₂О. При великому вмісті твердих мінералів (домішок) глини перетворюються на мергелі, глинисті піски і інші осадові гірські породи, які характеризуються незначною пластичністю.

Глини містять також оксиди заліза Fe₂О₃, лужних (калію К₂О, натрію Na₂О) і лужноземельних (кальцію СаО, магнію MgO) металів. Утворюються глини при вивітрюванні гірських порід, головним чином, польового шпату, під дією води і вуглекислого газу, який міститься в повітрі:

К₂О Al₂О₃ 6SiО₂+СО₂+2H₂О=К₃СО₃+4SіО₂+Al₂О₃ 2SiО₂ 2H₂О

польовий шпат каолініт

У результаті цього процесу відбувається нагромад-ження в землі глини, кремнезему і солей калію.

У всіх глинах є хімічно сполучна вода, яка утворює на поверхні глинистих частинок шар гідроксильних груп ОН. Оскільки, для останніх характерна велика полярність, то створюється навколо частинок сильне поле тяжіння. Водень цих гідроксильних груп може бути заміщений як металом (Na, K, Са і ін.), так і кислотними радикалами (SО₄, C1, СО₃ тощо). Якщо водень гідроксильних груп залишився незаміщеним, то глину називають водневою, або кислою, внаслідок її кислотних властивостей.

Хімічно сполучна вода глинистих мінералів видаляється тільки при прожарюванні глини до температури 500…700 °С.

Після цього повернути глині первинні властивості вже не можна. Гідроксильні групи ОН, які утворюють навколо глинистих частинок сильне поле тяжіння, притягають до поверхонь глинистих частинок молекули води. Ця вода, на відміну від хімічно сполучної води, називається фізично сполучною водою.

Фізично сполучна вода, яка оточує глинисті частинки шарами, майже повністю видаляється при нагріванні глини до 100…150 °С. Проте при цьому первинні пластичні властивості глини майже не втрачаються.

Глинисті частинки мають вид плоских лускових пластинок. Отже, площа контакту при їх зіткненні значно більша, ніж при зближенні зерен піску, які мають округлу форму. При змочуванні глини водою молекули води проникають між пластинками глини і розсувають їх. Тому об’єм глини збільшується внаслідок її набухання, глинисті частинки віддаляються одна від одної, сили тяжіння між ними слабшають і глиниста грудочка розпадається на найдрібніші частинки, покриті водною оболонкою. Так відбувається роздроблення (диспергування) глини у воді і утворення глинистого розчину.

Отже, для отримання глинистого розчину високої якості необхідно застосовувати високосортну глину і досконалі методи приготування глинистого розчину.

Якість глинистого розчину характеризується цілим рядом параметрів: густиною, в’язкістю, водовіддачею, статичним напруженням зсуву тощо. Густина глинистого розчину – фізична величина, вимірювана відношенням маси розчину до його об’єму. Чим більша густина розчину, тим більший тиск він створює на вибій і стінку свердловини.

При бурінні свердловини необхідно, щоб тиск стовпа рідини в свердловині дещо перевищував тиск у прохідних нафтоносних, газоносних або водоносних пластах. Тому густина використовуваного глинистого розчину має відповідати цій вимозі.

При розбурюванні горизонтів, схильних до обвалу порід, треба збільшувати густину розчину. У разі проходження тріщинуватих, кавернозних пластів треба, навпаки, зменшити густину розчину, щоб запобігти його проникання в ці горизонти.

У неускладнених умовах буріння густину глинистого розчину підтримують у межах 1180…1220 кг/м³.

В’язкість (внутрішнє тертя) – властивість рідин і газів чинити опір переміщенню одної їх частини відносно іншої. Внутрішнє тертя, що виникає при русі глинистого розчину, складається з тертя між молекулами фізично сполучної води, між глинистими частинками, а також між молекулами фізично сполучної води і глинистими частинками.

З цих трьох видів – найменшим є тертя між моле-кулами води. Тому підвищення вмісту фізично сполучної води приводить до зменшення в’язкості глинистого роз-чину, а підвищення концентрації глинистої фази призводить до збільшення його в’язкості. Крім того, в’язкість глинистого розчину залежить від ступеня дисперсності глини у воді. Значною мірою впливає на в’язкість також хімічне оброблення глинистого розчину і дія розчинних у воді порід і мінеральних солей у водах пластів.

При бурінні в пористих, тріщинуватих породах з малим пластовим тиском, що поглинають промивну рідину, висока в’язкість рідини сприяє закупорці пор і каналів в пласті. При бурінні в пластах, які містять газ, необхідно зменшувати в’язкість для кращого проходження бульбашок газу крізь стовп рідини.

Водовіддача – спроможність розчину за певних умов віддавати воду пористим породам. При бурінні свердловини промивна рідина під впливом перепаду тиску проникає в пори пластів і згодом закупорює їх. Утворена на стінці свердловини глиниста кірка перешкоджає проникненню в пласти навіть дуже малих частинок глини, але не затримує воду, яка відділяється від глинистого розчину.

Якщо застосовують промивну рідину низької якості, то на стінці свердловини утворюється товста, рихла і нещільна глиниста кірка, крізь яку фільтрується вода в пласт. Утворення товстої глинистої кірки звужує стовбур свердловини, що може викликати прилипання бурильної колони. Крім того, проникнення відфільтрованої води в породи може привести до їх набухання і обвалів. У зв’язку з цим завжди прагнуть максимально понизити водовіддачу глинистого розчину.

Статичне напруження зсуву характеризує міцність структури нерухомого розчину. Ця міцність зростає з часу перемішування глинистого розчину. Було встановлено, що цей параметр доцільно вимірювати через 1 хвилину і 10 хвилин після закінчення перемішування. Відмінність результатів вимірювання показує, наскільки зміцнилася структура глинистого розчину за 10 хвилин.

Обважнювачі. Для попередження газонафтоводо-проявлень, обвалювання стінок свердловин та інших ускладнень необхідно регулювати величину гідростатич-ного тиску стовпа бурової промивної рідини у свердловині. Одним з методів регулювання гідростатичного тиску в свердловині є зміна густини бурової промивної рідини.

Максимальна густина бурової промивної рідини, яку можна отримати за допомогою бентонітових глино-порошків, залежно від сорту порошку та застосування хімічних реагентів, коливається в межах 1100…1200 кг/м³.

За необхідності застосування бурової промивної рідини з більшою густиною використовують тонко розмелений порошок важких мінералів - обважнювач.

Залежно від основи мінералу обважнювачі поділяють на декілька типів: карбонатні, барієві, феритні та свинцеві.

Карбонатні обважнювачі. Вапняк, крейда (CaCO₃) - осадова порода білого або сірого кольору, яка в основному складається з кальциту. Ці обважнювачі мають густину 2700 кг/м³ та низьку абразивність. Вапняк або крейда погано змочуються як водою, так і нафтою, а тому можуть у бурових промивних рідинах випадати в осад.

Для запобігання цього явища необхідно, щоб бурова промивна рідина мала достатні структурно-реологічні властивості, щоб забезпечити утримування обважнювача в змуленому стані.

Практична межа обважнення вапняком або крейдою становить приблизно 1500 кг/м³.

Баритові обважнювачі. Основною складовою бари-тових обважнювачів є мінерал BaSO₄ - сульфат барію. Чистий мінерал білого кольору має густину 4480 кг/м³. Сульфат барію, як обважнювач бурових промивних рідин, отримав найбільш широке розповсюдження тому, що він інертний, малоабразивний і має велику густину.

Феритні обважнювачі. Гематит (Fe₂O₃) - один із головних мінералів залізних руд вишнево-червого кольору. Густина чистого без домішок мінералу - 5300 кг/м³. Для обважнення бурових промивних рідин використовують природні руди з вмістом гематиту 54…60 %. Густина цих руд 4150…4400 кг/м³, а колір – від чорного до сіро- сталевого.

Максимальна густина рідини, яку можна отримати за допомогою гематитового обважнювача, дорівнює при-близно 2100… 2200 кг/м³.

Гематитовий обважнювач має високу абразивність, тому його застосовують рідше, ніж баритовий.

Свинцеві обважнювачі. Галеніт (PbS) - один з основних матеріалів свинцевих руд. Густина його -7400…7600 кг/м³. Галеніт чорносірого кольору, нерозчинний у воді та розбавлених HCl, H₂SO₄ і лугах. Розчинний у розбавленій HNO₃. Сульфід свинцю використовують для отримання найважчих бурових про-мивних рідин і пакеруючих рідин густиною до 3800 кг/м³. Галеніт не абразивний.

Оскільки свинець є стратегічною сировиною, то використання галеніту та свинцевого сурику для обваж-нення бурових промивних рідин обмежене.

Хімічні реагенти. При бурінні свердловини промивна рідина піддається дії частинок розбуреної породи, прісних і мінералізованих вод пластів, температури і тиску, що, звичайно, призводить до зміни параметрів розчину в гіршу сторону, і дальше буріння без прийнятих заходів стає неможливим. Щоб уникнути цього, до глинистого розчину додають хімічні реагенти, які умовно поділяються на три групи: реагенти – понижувачі водовіддачі, реагенти – понижувачі в’язкості і реагенти спеціального призначення. Стисло розглянемо відомі реагенти кожної групи.

Реагенти – понижувачі водовіддачі. З цих реагентів широко застосовують вуглелужний реагент (ВЛР), сульфіт-спиртову барду (ССБ) і карбоксилметилцелюлозу (КМЦ).

Вуглелужний реагент отримують з бурого вугілля і каустичної соди (NаOH), при реакції яких утворюються натрієві солі гумінових кислот – гумати натрію, які є разом з надлишками каустичної соди основними активними речовинами реагенту. Завдяки надлишку каустичної соди розщеплюються (пептизуються) глинисті частинки.

Завжди наявна в глинистому розчині фізично сполучна вода витрачається на обволікання знову утворених частинок, і потовщення гідратних оболонок, що призводить до зменшення водовіддачі. Одночасно з цим на поверхнях глинистих частинок адсорбуються гумати натрію, що призводить до інтенсивного потовщення гідратних обо-лонок. У результаті спроможність до злипання глинистих частинок різко падає, статичне напруження зсуву змен-шується. Тому глинисті розчини, надмірно оброблені вуглелужними реагентами, у зв’язку з високою диспер-сністю глинистих частинок, стають в’язкими, але безструктурними.

Таким чином, при обробленні розчину ВЛР треба уважно стежити за показниками в’язкості і статичного напруження зсуву. Цей реагент дає добрі результати за температури рідини приблизно до 140 °С.

Сульфіт-спиртова барда (ССБ) – речовина з відходів целюлозної промисловості. Лігносульфонатові кислоти, які містяться в ній, і їх солі добре знижують водовіддачу глинистих розчинів, які піддалися дії мінералізованих вод пластів. Активність ССБ, як понижувальної водовіддачі, пропорційна кількості її у розчині.

Витрата реагенту, звичайно, велика і досягає 50 % від об’єму оброблюваного розчину. Дія ССБ на глинисті розчини, які не містять мінералізованих вод, менш ефективна. Проте деякого зниження водовіддачі при одночасному зменшенні в’язкості можна досягти і при обробленні прісних розчинів.

Останнім часом широко застосовують конденсовану сульфіт-спиртову барду (КССБ) декількох марок. Цей реагент – продукт конденсації ССБ, формаліну, фенолу, хромату, сірчаної кислоти з дальшою нейтралізацією NаOH. Застосовується він для зниження водовіддачі прісних (знижується і в’язкість) і мінералізованих розчинів. Залежно від марки КССБ реагент застосовують для оброблення розчинів з температурою 130…180 °С.

Карбоксилметилцелюлоза (КМЦ) призначена для оброблення дуже мінералізованих глинистих розчинів, проте, з успіхом застосовується і для зниження водовіддачі глинистих розчинів, які не містять солей. Цей реагент є натрієвою сіллю целюлозно-гліколевої кислоти і отримується при переробці деревини. Він добре знижує водовіддачу і підвищує в’язкість прісних розчинів, але знижує водовіддачу і різко зменшує в’язкість мінералізованих розчинів.

Чим більший ступінь мінералізації розчину, тим більше треба додавати реагенту. КМЦ – універсальний реагент, який активно поліпшує майже всі параметри глинистого розчину. Розчин, оброблений КМЦ, зберігає свої властивості в умовах тривалого впливу температури до 160…180 °С.

Реагенти – понижувачі в’язкості. З цих реагентів найчастіше застосовуються окзіл, нітролігнін і суніл.

Окзіл – продукт взаємодії в кислому середовищі ССБ з хромпіком. Високоактивний понижувач в’язкості прісних і мінералізованих розчинів, а також водовіддачі прісних розчинів. Ефективне його застосування при бурінні в глинах, гіпсі, ангідритах, аргілітах. Добре поєднується зі всіма відомими реагентами – понижувачами водовіддачі. Стійкий при дії температури до 200 °С. Нітролігнін отри-мують окисленням гідролізного лігніну азотною кислотою. Добре знижує в’язкість мінералізованих розчинів, попе-редньо оброблених реагентами – понижувачами водо-віддачі, і прісних розчинів.

Суніл – продукт відновлення нітролігніна солями сірчаної кислоти, добре розчинний у воді. Ефективно знижує в’язкість як прісних, так і мінералізованих розчинів.

Реагенти спеціального призначення – каустична сода, кальцинована сода, рідке скло, поварена сіль, вапно, хромати і біхромати.

Каустичну соду NаOH використовують, в основному, для приготування ВЛР, ССБ, нітролігніна і ін.

Кальцинована сода Na₂CО₃ застосовується для поліп-шення диспергування глин при приготуванні глинистого розчину, знижуючи при цьому водовіддачу, в’язкість і статичне напруження зсуву розчину.

Рідке скло Na₂SiО₃ дозволяє змінювати в’язкість і статичне напруження зсуву в досить широких межах. Якщо потрібно трохи збільшити статичне напруження зсуву, то рідкого скла потрібно додати не більше ніж 0,75 % до об’єму глинистого розчину.

При додаванні до промивної рідини 2,5…3 % рідкого скла, можна отримати високов’язку рідину з великим статичним напруженням зсуву, придатну для боротьби з поглинаннями.

Поварена сіль NaCl забезпечує значне підвищення статичного напруження зсуву рідини, пересичених вуглелужним реагентом. Гашене вапно навіть за невеликого додавання (до 5 %) різко підвищує в’язкість і водовіддачу.

Хромати і біхромати служать для підвищення стій-кості глинистого розчину до дії температури. Вони запобігають загущенню і значно розріджують глинисті розчини, особливо за температур 150…200 °С.

Обов’язковою умовою застосування цих реагентів є вміст в оброблюваному розчині достатньої кількості лужного реагенту: ВЛР, ССБ, КССБ, гіпану тощо.

Емульсійні глинисті розчини. Основні компоненти емульсійних глинистих розчинів – глинистий розчин, оброблений реагентами, – понижувачами водовіддачі і в’язкості, і нафта (або дизельне паливо) в кількості 8…15 % від об’єму глинистого розчину. При інтенсивному перемішуванні такої суміші утворюється емульсія, в якій роль емульгатора виконують глинисті частинки і реагенти, які містяться в глинистому розчині (ВЛР, КССБ, КМЦ тощо).

Нафту (дизельне паливо) додають до глинистого розчину в приймальних резервуарах бурових насосів. Інтенсивне перемішування суміші досягається після двох-трьох циклів нагнітання її в циркуляційній системі.

Буріння з промиванням емульсійним глинистим розчином дозволяє зменшити товщину і клейкість глинистої кірки, яка утворюється на стінці свердловини, отже понизити небезпеку прилипання бурильної колони до стінки свердловини і тому поліпшити умови її експлуатації.

Сприятливі умови створюються і для роботи долота на вибої свердловини, що сприяє зменшенню числа доліт на свердловину і збільшенню швидкості буріння. Проте цим розчинам властиві і вади: підвищена вартість, руйнування нафтою гумових деталей турбобурів і насосів, негативна дія на керн, пожежна небезпека, забруднення бурової установки.