3. Кальциевые растворы

Кальциевые растворы - ингибирующие глинистые БР, содержащие кроме глины, воды, нефти и утяжелителя, реагентов – понизителей вязкости, фильтрации и регуляторов щелочности специальные вещества – носители ионов кальция.

Действие их заключается в основном в предотвращении перехода выбуренной глины в натриевую форму, в переводе натриевой глины в кальциевую, в результате чего снижаются гидратация и набухание сланцев.

4. Известковый раствор с низким рН

Известковый раствор с низким рН - кальциевый буровой раствор, содержащий в качестве ингибитора-носителя ионов кальция гидроксид кальция, более высокая растворимость которого обеспечивается пониженным значением рН раство­ра (9-9,5). Этот раствор предназначен для разбуривания глинистых отложений; температурный предел 160⁰ С.

В процессе бурения контролируют содержание кальция в фильтрате, содержание извести в растворе и рН раствора.

Основные характеристики раствора следующие: содержа­ние извести должно поддерживаться в пределах 0,5 – 1 г/л, содержание ионов кальция в фильтрате - 500-600 мг/л.

5. Хлоркальциевые растворы

Хлоркальциевый раствор (ХКР) - ингибирующий кальциевый раствор, содержащий в качестве ингибирующей добавки хлорид кальция.

Установлено, что оптимальное содержание катионов каль­ция, при котором достигается ингибирование, составляет3000 – 5000 мг/л. Хлоркальциевые растворы наиболее эффективны при разбуривании аргиллитов. Присутствие в фильтра­те бурового раствора ионов кальция способствует значительному сокращению осыпей и обвалов при разбуривании неустойчивых аргиллитоподобных отложений. Вследствие отсутствия эффективных кальциестойких реагентов термостойкость его ограничена (100 ОС).

В процессе бурения контролируют содержание кальция в фильтрате и общую минерализацию. Готовят глинистую суспензию на пресной воде, которую обрабатывают КМЦ и КССБ. Одновременно с КССБ в рас­твор добавляют пеногаситель. После получения оптимальных показателей раствор обрабатывают хлоридом кальция и известью.

6. Калиевые растворы

Калиевые растворы содержат в качестве ингибирующих электролитов соединения калия. Действие калиевых раство­ров обусловлено насыщением ионами калия глинистых мине­ралов. Наиболее быстрое насыщение глин ионами калия происходит при рН = 9 – 10.

Калиевые растворы эффективны при бурении неустойчи­вых глинистых сланцев. Существует ряд разновидностей ка­лиевых растворов, отличающихся составом - и некоторыми свойствами – это хлоркалиевые (содержат хлорид калия), калиево – гипсовый и др.

Лекция № 9. Эмульсионные буровые растворы. Растворы на углеводородной (нефтяной) основе

Добавка нефтепродуктов применяется для улучшения качества БР, предупреждения или ликвидации различных осложнений в скважине.

Существуют эмульсии первого рода, в которых нефть в водной среде находится в виде мельчайших частиц - глобул, и эмульсии второго рода, когда частицы воды распределены в нефтяной среде. Эмульсии второго рода называются также инвертными эмульсиями.

Нефтяная добавка придает раствору новые свойства, благодаря которым повышается качество бурового раствора, улучшаются его водоотдача и вязкость, а также буримость пород, предупреждается сальникообразование, уменьшаются затяжки и прихваты бурильной колонны, снижается гидравлическое сопротивление при прокачке раствора.

Основным показателем качества эмульсий является их устойчивость, которая определяется по отстою нефти. Для придания эмульсии устойчивости применяются специальные реагенты – эмульгаторы, хотя глина и защитные химические реагенты типа УЩР, КМЦ, крахмала и другие также обладают эмульгирующим свойством.

Эмульсионные растворы хорошо совместимы с различными ви­дами химической обработки, поэтому любой буровой раствор можно сделать эмульсионным. К ним можно отнести также буровые рас­творы со смазочными добавками.

Благодаря многочисленным преимуществам эмульсионные буровые растворы получили широкое распространение, однако с внедрением смазочных добавок несколько сократился объем их использования.

Растворы на нефтяной основе очень сложны по составу, более дорогие, чем буро­вые растворы на водной основе, поэтому они используются там, где промывка скважин растворами на водной основе не обеспечивает нормальной проходки скважин. Кроме того, эти растворы приме­няются для вскрытия продуктивных пластов с целью сохранения их естественной проницаемости.

Компонентами растворов на нефтяной основе являются: нефтяная среда, структурообразователь в виде коллоидной фазы, стабилизи­рующие вещества и при необходимости утяжелитель. В широко ис­пользуемой в нашей стране рецептуре растворов на нефтяной основе в качестве нефтяной среды используется дизельное топливо, в качестве структурообразователя и коркообразующего компонента – высоко­окисленный битум. Фильтрация регулируется введением недоста­ющих количеств битума и эмульгаторов. Вязкость раствора сни­жается разбавлением его дизельным топливом, уменьшением содержания битума, удалением эмульгированной воды. Предельное статическое напряжение сдвига регулируется с помощью ПАВ. Устойчивость битумных растворов, особенно при повышенных темпе­ратурах, обеспечивается введением реагентов – стабилизаторов (мыла на основе жирных кислот, окисленного петролатума, нафтеновых сульфокислот, НЧК и др.).

Состав типового битумного раствора: 70 – 85% дизельного топ­лива, 15 – 20% порошкообразного окисленного битума, 1 % окислен­ного парафина и 1% каустика.

Инвертные эмульсии.

Эти эмульсии еще называют обратными, или эмульсиями второго рода, когда вода в виде мельчайших частиц распределена в нефти. Инвертные эмульсионные БР значительно дешевле растворов на нефтяной основе, менее чувствительны к попадающей в них в процессе бурения воде.

Свойства этих эмульсий легко регулируются, однако трудностью в использовании их является загустевание от избытка воды, а также обратимость при недостаточной стабилизации, т. е. превращение эмульсии второго рода в эмульсию первого рода.

Существует ряд рецептур инвертных эмульсионных буровых рас­творов с содержанием воды от 15 до 95 %. Одна из рецептур с высоким содержанием воды основана на применении высокоэффективного эмульгатора на основе таллового масла (эмультала). Состав такой эмульсии следующий: воды 70 – 95 %, эмультала 0,5 – 1,5 %, твердой фазы (окисленный петролатум или глина) 2 – 3 %, нефтяной фазы 5 – 30 % .

Растворы на нефтяной основе и инвертные эмульсии обладают инертностью к неустойчивым породам: они не растворяют пластовую соль, в них не размокает глина. Эти растворы имеют технологические преимущества перед буровыми растворами на водной основе, особенно при проходке неустойчивых солевых и глинистых пород. При использовании их практически не происходит размыва стенок скважины в процессе бурения мощных пластов соли, отсутствует кавернообра­зование, не набухают и не обрушиваются глинистые породы.

Кроме того, с применением растворов на нефтяной основе и ин­вертных эмульсий повышается скорость бурения, предупреждаются прихваты бурильной колонны. Особенно эффективно применение этих растворов при вскрытии и освоении продуктивных пластов. При этом сохраняется естественная проницаемость коллекторов, снижается время освоения скважин, повышается их дебит.

Инвертные эмульсии отличаются высокой стабильностью свойств. Они устойчивы при большом количестве выбуренной породы.