Промывочные жидкости, применяемые в России при бурении соленосных отложений

N	Промывоч-ная жидкость	Структуро-образо-ватель, кг/м3	Стабили-затор, мас %	Соль, мас %	Разжи-житель, мас %	Щелочь, мас %	Нефть (дизтопливо) смазыв. добавки, мас %
1	Соленасы-щенный		Крахмал 1,5 КМЦ-700-1,5	NaCl 26		Na2CO3 0,7
2	Соленасы-щенный глинистый раствор	Глина 100-200		NaCl 26		NaOH 1-2 Na2CO3 1-2	Нефть 8-10 Графит 0,5-1
3	Стабили-зированный соленасы-щенный	Глина 80-200	КМЦ (ПАА, крахмал) 2-3	NaCl 26	ССБ (КССБ ФХЛС) 1-2	NaOH 1-2 Na2CO3 1-2	Нефть 8-10 Графит 0,5-1
4	Высоко-концентри-рованный инвертный эмульсионный р-р (ВИЭР)	Бетонит 1-1,5	Эмультал 1,5-2	MgCl2 (CaCl2, NaCl)			Нефть (дизтопливо) 45 смад 3-4

5

Известково –битумный р-р (ИБР)

Битум 4,5-15,5 известь 9-31 барит 0,1-1,75 т/м3

Сульфонол 1,2-2,3

Нефть (дизтопливо) 38-56 до 65%

Высококонцентрированные инвертные эмульсионные растворы (табл-13.7, позиция 4) отличаются от соленасыщенных растворов более высокой концентрацией нефти и стабилизацией эмульсии эмульталом. В связи с малой концентрацией бентонита полимерами его не стабилизируют. Термостойкость раствора повышают битумом 1% - до 100 ⁰С; 2 % npи100-130⁰C; 3%-пpи 140-150⁰C. Стабильность эмульсии определяют по напряжению ее электропробоя и показателю фильтрации. При показателе фильтрации более 0,5 см³/30мин и появлении воды в фильтрате добавляют смад, а при электропробое при напряжении менее 100В добавляют эмультал (0,2 -В.0,3%). Вязкость раствора повышают добавлением воды, а понижают добавлением нефти.

В настоящее время существует ряд других инвертных эмульсий, применяемых при бурении скважин на нефть и газ.

Известково-битумный. раствор (табл.13.7, позиция. 5) применяют для бурения легконабухающих глин и соленосных отложений, а также при вскрытии продуктивных нефтеносных пластов. Он отличается от инвертных эмульсионных растворов почти полной заменой водной дисперсионной среды на нефть. Воду в количестве 16-60 кг/м³ добавляют лишь для гашения извести в растворе. Воду и гидрофильную твердую фазу (известь, барит) стабилизируют сульфонолом.

13.4 Анализ качества применяющихся промывочных жидкостей для бурения соленосных отложений

O.K. Ангелопуло, В.М. Подгорнов, В.Э. Аваков [16] на установке УГП 300-100 изучали влияние применяемых в России растворов на относительную деформацию полых образцов солей NaC1 и КС1 и установили, что наибольшей устойчивостью обладают образцы галита в контакте с ИБР и с гидрофобной эмульсией, насыщенной раствором MgCl₂. Худшие результаты получены в контакте с глинистыми растворами, насыщенными NaCl .Очень быстро разрушился образец галита в растворе, насыщенном КСl. Добавка 10-15 % бишофита в растворы, насыщенные NaCl (KCl), значительно повысила устойчивость образцов МgС1(КС1).

Подобные исследования O.K. Ангелопуло и др. проводили по изучению относительной деформации полых образцов бишофита. Результаты исследований показаны на рис.13.4.

Рис. 13.4. Зависимость относительной деформации образцов бишофита от времени для различных растворов: 1 - изолированный образец, 2 - в растворе ИБР. 3 - в обращенной эмульсии, насыщенной МgСl₂; 4 - в обращенной эмульсии с пресной водой, 5 - в пресыщенном MgCI₂; глинистом растворе, содержащем 30 % нефти. 6 - то же, но без нефти, 7 - в нефтеэмульсионном глинистом растворе, насыщенном NaCI

Из рис.13.4 следует, что наибольшую скорость деформации имел образец бишофита в среде нефтеэмульсионного раствора, насыщенного солью NaCl. Именно этот раствор под названием НЭГР широко применялся ранее для проходки соленосных толщ, что приводило к тяжелым осложнениям. Более устойчивым был образец в растворе МgСl₂, добавка 30 % нефти в этот раствор существенно уменьшила скорость относительной деформации образца бишофита, приблизив ее к скорости деформаций бишофита в обращенной эмульсии (кривые 5 и 3). Наименьшую деформацию показал образец в контакте с раствором ИБР.

Растворяющая способность (по скорости растворения галита в циркулирующем потоке) применяемых для бурения соленосных отложений промывочных жидкостей определялась на кафедре технологии и техники разведки КИЦМ (Г.П. Зозуля. Д.М. Ким, табл.13.8).

Из табл.13.8 видно, что скорость растворения галита в циркулирующем потоке высококонцентрированного инвертного эмульсионного раствора в 6-7 раз ниже, чем в соленасыщенном растворе.

Таблица 13.8