Химическая обработка и утяжеление бурового раствора

Химическую обработку бурового раствора, обеспечивающую-получение раствора определенных качеств согласно геолого-тех­ническому наряду, производят для _снижения водоотдачи и уменьшения толщины глинистой корки; достижения минималь­ного значения статического напряжения сдвига; понижения вязкости; лучшего закрепления неустойчивых пород; предохра­нения от потери циркуляции или ее снижения; сохранения гли­низирующей способности раствора при разбуривании соленос-ных и гипсоносных толщ; утяжеления бурового раствора и сохра­нения при этом его подвижности; противодействия влиянию вы­соких температур; сохранения чистоты ствола скважины.

При первичной обработке получают буровой раствор с оп­ределенными заданными параметрами. Повторную обработку производят в процессе бурения для поддержания необходимых параметров бурового раствора, полученных при первичной обра­ботке.

Для химической обработки раствора применяют:

1) реагенты-стабилизаторы — понизители водоотдачи и вяз­ кости: углещелочной (УЩР) и торфощелочной (ТЩР) реаген­ ты; сульфит-спиртовую барду (ССБ); сульфит-щелочной реа­ гент (СЩР); конденсированную сульфит-спиртовую барду (К.ССБ); карбоксиметилцеллюлозу (КМЦ); сульфоэфирцеллю- лозу (СЭЦ); полифенолы лесохимические (ПФЛХ); крахмал и др.;

2) реагенты-регуляторы структурно-механических свойств растворов: каустическую и кальцинированную соду; жидкое стекло; хлористый натрий; известь и др.

Утяжеление бурового раствора. Для утяжеления раствора применяют тонкомолотые тяжелые минералы, плот­ность которых находится в пределах 4200—5200 кг/м³: гематит, магнетит, барит, концентрат колошниковой пыли. При введении утяжелителя повышается вязкость бурового раствора, а после добавки воды уменьшается плотность, снижается вязкость и увеличивается водоотдача. Во избежание этого рекомендуется заранее смачивать утяжелитель водой или реагентом, а затем обрабатывать раствор реагентами, понижающими водоотдачу.

Специальные буровые растворы

К ним относят эмульсионные растворы и растворы на нефтя­ной основе.

Эмульсионные растворы — химически обработанные буровые растворы, в водной дисперсионной среде которых рав­номерно распределены капельки нефти. Содержание нефти до­водится до 10—30%. Благодаря применению эмульсионных рас­творов повышается проходка и механическая скорость бурения {особенно в пластичных и вязких породах), облегчается прока­чивание раствора, значительно уменьшается опасность прихва­тов и затяжек инструмента.

В качестве основного компонента используют чистую нефть, нефть с водой (до 20%), дизельное топливо и др. При введении 5% нефти резко снижается липкость, при 7—8% прекращается образование сальников. Применение эмульсионных буровых рас­творов не препятствует осуществлению электрометрических ис­следований,

Растворы на нефтяной основе готовят из нефте­продуктов. В качестве основы используют дизельное топливо с содержанием ароматических углеводородов не более 28%.

Твердой фазой раствора служит окисленный битум с "темпе­ратурой размягчения НО—160 °С. В качестве структурообразо-вателей используют окисленный парафин или окисленный би­тум и едкий натр. Приготовление раствора сводится к растворе­нию окисленного битума и окисленных нефтепродуктов в дизель­ном топливе. Применяют два вида растворов, затворенных на нефтяной основе.

1. Раствор с дизельным дистиллятом или дизельным топли­ вом в качестве дисперсионной среды, стабилизированный нат­ риевым мылом окисленного парафина. Состав: 10—20% биту­ ма; 1,5—3% натриевого мыла окисленного парафина; 0,7— 1,5% едкого натра; 1—5% воды; остальное (до 100%) количест­ во составляет нефтяная масса (дизельный дистиллят или ди­ зельное топливо).

2. Раствор, приготовленный на основе дистиллятных нефте­ продуктов (дисперсионная среда), стабилизированный натрие­ вым мылом окисленного петролатума; остальные компоненты добавляют в тех же количествах, что и в растворе первого типа.

Свойства растворов, затворенных на нефтяной основе, ухуд­шаются при их значительном обводнении. Допустимое количе­стве воды не должно превышать 10%.

Растворы, приготовленные на нефтяной основе, применяют для вскрытия: 1) продуктивных пластов с высокой проницае­мостью и низким пластовым давлением; 2) сильно дренирован­ных продуктивных пластов; 3) продуктивных пластов с низкой проницаемостью независимо от пластового давления, в особен­ности если продуктивный пласт представлен песчаником, сце­ментированным размокающими глинами; они же рекомендуются пря проводке скважин в осложненных геологических условиях,, где применение обычного бурового раствора не дает положитель­ных результатов.

Раствор на нефтяной основе приготавливают следующим об­разом.

Для получения раствора в глиномешалку заливают 60% концентрата (27—30% рубракса, 5—6% окисленного петролату­ма и 64—68% дизельного топлива) и при непрерывном переме­шивании вводят 40%-ный раствор каустической соды в количе­стве 1,5—2,5% к объему мешалки. Затем раствор перемешива­ют в течение 15—20 мин, чтобы щелочь прореагировала с окис-. ленным петролатумом, добавляют дизельное топливо или нефть до полного объема мешалки и перемешивают еще в течение 10—15 мин.

Параметры раствора, затворенного на нефтянйй основе,, в процессе бурения второго ствола при необходимости регули* руют добавками концентрата, дизельного топлива и утяжели­теля,

Контроль параметров промывочной жидко­сти. При бурении второго ствола необходимо следить за пара­метрами промывочной жидкости и поддерживать их, согласно требованию геолого-технического наряда. Для этой цели пред­назначен буровой комплект раствора БКР, в состав которого входят: ареометр, вискозиметр, термометр и секундомер.

Для полного контроля всех параметров бурового раствора служит комплект лаборанта КЛР-1 — комплект средств инфор­мационной системы службы буровых растворов и предназначен-

ный для проверки данных, полученных замерщиком или помощ­ником бурильщика с помощью бурового комплекта БКР-1.

Значительная часть осложнений при бурении второго ствола происходит в результате несоответствия свойств промывочной жидкости геологическим условиям проводки скважин. Обычно на борьбу с осложнениями затрачивается больше средств и времени, чем на профилактические мероприятия по их предуп­реждению.

Борьба с поглощением промыв очной жидко­сти. Поглощения промывочной жидкости обычно наблюдаются при бурении второго ствола в кавернозных, трещиноватых и по­ристых породах, а также в сильно дренированных продуктивных пластах. Борьба с поглощением промывочной жидкости ве­дется:

1. снижением перепада давления между скважиной и плас­ том, поглощающим жидкость, или изменением параметров про­ мывочной жидкости;

2. изоляцией от скважины пласта, поглощающего жидкость, закупоркой каналов поглощений специальными материалами, цементными растворами и пастами;

3} бурением без циркуляции.

Поглощение промывочной жидкости предотвращают приме­нением специальных буровых растворов с минимально возмож­ной для данных условий плотностью, большой вязкостью, проч­ной структурой и минимальной водоотдачей.

Для получения буровых растворов, обладающих перечислен­ными свойствами, используют: жидкое стекло — до 5% от объ­ема циркулирующего раствора; каустическую соду — до 4% от объема циркулирующего раствора (количество соды указано, исходя из твердого вещества); известь —в количестве, необхо­димом для требуемой вязкости бурового раствора (известковое молоко приготавливают на скважине в глиномешалке, для чего 3/4 ее объема заливают водой, а затем до полного объема за­гружают гашеной известью, после тщательного перемешивания эту смесь добавляют в раствор через желоб); бурый уголь и каустическую соду, добавляемые в буровой раствор в виде УЩР, содержащего повышенное количество каустической соды; кератиновый клей, добавляемый для снижения плотности рас­твора и повышения вязкости; костный клей, добавляемый для повышения вязкости; различные инертные добавки, как, напри­мер, опилки и рисовая шелуха, мелкие обрезки резины и тканей, вводимые в буровой раствор через глиномешалку.

Если применение специальных растворов не дает положи­тельных результатов, то необходимо перейти на бурение с про­мывкой аэрированной жидкостью и пенами.

Для борьбы с интенсивным поглощением промывочной жид­кости применяют быстрогустеющие глиноцементные (БГС) ^и быстросхватывающиеся смеси (БСС), приготовленные на базе тампонажных цементов с введением в воду для затворения оп-

ределенного количества ускорителей структурообразования (схватывания).

При использовании различных цементных смесей рецептуру их подбирают с учетом забойной температуры и давления, с ро­стом которых сгзоки схватывания раствора сокращаются.

Если в процессе бурения второго ствола при. закачке тамло-лажного цемента или БСС не получают положительных резуль­татов, то рекомендуется прокачивать песок с последующим креплением его в призабойной зоне тампонажным раствором или БСС.

Если перечисленными методами ликвидировать поглощение промывочной жидкости не удается, забуривают второй ствол без .циркуляции. Однако это рекомендуется лишь в твердых поро­дах (известняках, доломитах, песчаниках и т. д.).

В процессе бурения при поглощении бурового раствора в ка-.налы поглощения вместе с промывочной жидкостью проникает также и разбуренная порода. Во избежание прихвата бурильной колонны необходимо внимательно следить за показаниями 'ин­дикатора массы и работой насоса.