Составы буровых растворов.

Растворы на водной основе.

Техническая вода.

Техническая вода может использоваться при бурении устойчивых отложений, а также в интервалах катастрофических поглощений. В состав технической воды не входят материалы и химические реагенты.

Преимущества технической воды:

1. Высокие технико-экономические показатели, за счёт повышения проходки на долото и механической скорости бурения.(УВ=16-18 сек.)

2. Сокращение затрат на приготовление, обработку бурового раствора и транспорт.

Недостатки технической воды:

1. Ускоряется процесс разрушения горной породы на стенках скважины, особенно трещеноватых глин.

2. Ухудшается вынос выбуренной породы на поверхность, что может явится причиной аварии.

3. Использование воды ускоряет растепление многолетне - мёрзлых пород.

4. Техническая вода может перейти в естественную шламовую суспензию, при этом теряются все её преимущества.

Техническая вода является основой для получения:

1. безглинистых растворов (вода + ПАВ; вода + соли(CaCl₂;KCl))

2. глинистых суспензий

3. естественных шламовых суспензий (естественных водных суспензий)

4. ингибирующих растворов и т.д.

Вода + ПАВ - эта система применяется для вскрытия продуктивного пласта, при пластовом давлении близком к гидростатическому. В качестве ПАВ используется сульфанол или ОП-10. Продуктивный пласт должен быть устойчивым (карбонатный, песчанник с карбонатным цементом)

Вода + NaCl - минерализованная вода, используется при бурении отложений галита. При условии, что отсутствую терегенные породы.

Раствор хлорида кальция - может использоваться при бурении в набухающих глинах, при условии небольшого диаметра долота.

Раствор хлорида калия - тоже, что и для хлорида кальция.

Естественные шламовые суспензии.

Естественные шламовые суспензии получают в скважине путём самозамеса. При этом название раствора зависит от названия горной породы. Например:

• ЕГР- естественный глинистый раствор (в глинах)

• ЕКГР - естественный карбонатно-глинистый раствор (в глинистых известняках, в мергелях)

• ЕАР -естественный аргелитовый раствор

• Естественный гипсовый раствор (CaSO₄*2H₂O, глины)

• ЕКР - естественный карбонатный раствор (известняки, мел)

Любой естественный раствор содержит в своём составе пептизатор и стабилизатор. В качестве пептизатора могут использоваться: Na₂CO₃; NaHCO₃; УЩР. Стабилизаторы: любой полимерный реагент (УЩР или другие гуматы; КМЦ).

Технология приготовления:

Техническая вода обрабатывается кальцинированной содой или другим пептизатором. В течении 2-3 циклов циркуляции используются только вибросита с крупной сеткой. После этого суспензия обрабатывается стабилизатором. В дальнейшем системы очистки используются в полном объёме.

Преимущества:

1. снижение затрат на приготовление бурового раствора и транспорт материалов;

2. раствор более устойчив к минеральной агрессии.

Недостатки:

1. повышенный износ бурового инструмента и насосов;

2. нетехнологичность раствора (непредсказуемость изменения его свойств).

Пресные глинистые растворы.

Пресные глинистые растворы различают на: нестабилизированные и стабилизированные.

Нестабилизированные пресные глинистые растворы - это глинистые суспензии, не обработанные органическими химическими реагентами - стабилизаторами.

Стабилизированные пресные глинистые растворы - растворы, обработанные органическими химическими реагентами - стабилизаторами, для регулирования фильтрационных и реологических характеристик.

Нестабилизированный раствор может использоваться в неосложнённых условиях бурения, как правило под направление и кондуктор. (глинопорошок 80 кг/м³, кольцинированная сода - 10 20 кг/м³ , вода - остальное) Нестабилизированные растворы являются основой для приготовления стабилизированных растворов, ингибирующих систем, соленасыщенных (по хлориду натрия) растворов, и в некоторых случаях - полимерных растворов.

Недостатки нестабилизированных растворов:

• невозможность регулировать фильтрационные и реологические свойства

• низкие показатели работы долот

Стабилизированные растворы могут использоваться во всех разрезах, кроме хемогенных. Однако они не предотвращают разрушение стенок скважины, ухудшение коллекторских свойств пласта, поглощение бурового раствора, не предотвращают прихваты бурового инструмента в сильно искривлённых скважинах, даже при наличии смазочной добавки.

Стабилизированные растворы могут называться:

1. Гуматные (глинопорошок + УЩР(полигум, ИКГУМ) + вода)

2. Полисахаридные (глинопорошок + КМЦ + кальцинированная сода(ТПФН) + вода)

3. Лигносульфонатные (глинопорошок + ФХЛС + NaOH + пеногаситель + вода)

Стабилизированный раствор может являться основой для приготовления ингибирующих, соленасыщенных, в некоторых случаях - полимерных буровых растворов.

Ингибирующие буровые растворы.

Ингибирующие буровые растворы относятся к специальным системам и используются для предупреждения или снижения интенсивности обвалообразований в глинистых отложениях.

К ингибирующим растворам относятся :

Название раствора.	Игибитор
Хлор - калиевый (калиевый)	KCl
Известковый	Ca(OH)2 - известь
Хлор - кальциевый (высококальциевый)	CaCl2
Гипсовый	Гипс(CaSO4*0.5H2O; CaSO4*2H2O)
Хлор - магниевый	MgCl2 или MgCl2*6H2O
Силикатный	жидкое стекло
Калийно - магниевый	KCl + MgCl2(или карналит)
Известково - кальциевый	CaCl2 + портландцемент
Аммонийный	NH4Cl
Бариевый	BaCl2
Аммонийно - фосфатный	диамонийфосфат

Базовые компонентные составы основных ингибирующих ра,створов.

Буровой раствор	Глинопорошок	Ингибитор	Щелочной электролит	Понизитель вязкости	Понизитель фильтрации	Профилактическая добавка
Хлор - калиевый	ПБ,ПП	KCl	KOH (K2CO3+NaOH)	КССБ-2 (ФХЛС, ....)	КМЦ (любой другой полисахарид) Гипан (ВПРГ)	Пеногаситель (МАС-200, Т-80, триксан, ...)
Хлор - кальциевый	ПБ,ПП	CaCl2	Ca(OH)2	любой лигносульфонат	полисахарид (КМЦ, КР, КМОЭЦ)	пеногаситель
Известковый	ПБ	Ca(OH)2	NaOH	УЩР (др. гуматы) КССБ-2	УЩР (др. гуматы) КМЦ	1. 2. Пеногаситель
Гипсовый	ПБ	CaSO4*0.5H2O	NaOH (Ca(OH)2)	ФХЛС	КМЦ	Пеногаситель
Хлор магниевый	ПБ,ПП	бишофит	_	КССБ-2 (ФХЛС+NaOH)	КР, КМК, КМОЭЦ	пеногаситель
Силикатный	ПБ,ПБМ	жидкое стекло (лучше калиевое)	_	КМЦ Гипан ТПФН КССБ-2	КМЦ Гипан ПАА КССБ-2

Преимущества ингибирующих буровых растворов:

1. Снижение интенсивности кавернообразования в неустойчивых отложениях.

2. Сохранение коллекторских свойств пласта, кроме силикатных растворов.

3. Высокая глиноёмкость растворов.

Глиноёмкость - количество глинопорошка, при котором раствор не меняет своих свойств. Уменьшение перехода глинистой породы в состав раствора.

Недостатки ингибирующих растворов:

1. Высокая материалоёмкость раствора, что увеличивает его стоимость и транспортные расходы.

2. Трудность регулирования технологических свойств.

3. Необходимость соблюдения технологии приготовления системы.

4. Экологически - опасные растворы.

Буровые растворы с низким содержанием твёрдой фазы. (БРНСТФ).

БРНСТФ подразделяются на:

• полименые буровые растворы

• полимер - солевые буровые растворы

• растворы на основе высоленных гуматов

БРНСТФ - это системы в которых содержание коллоидной фазы не превышает 5%. Основное назначение БРНСТФ - это повышение технико-экономических показателей бурения.

Полимерные растворы.

К полимерным растворам относятся жидкости по своим свойствам аналогичные водным растворам линейных полимеров. Основным компонентом любого полимерного раствора является полимерный флокулянт: ПАА, полиакрилонитрин, биополимеры, ОЭЦ, акриловые сополимеры, ....

Полимерный раствор в общем виде можно изобразить:

Составы и область применения полимерных растворов.

№	Состав, %	Применение
1	ПАА(гипан, М-14, ...)-0.001 0.8% + вода	Устойчивые карбонатные породы, песчанники, магматич. породы.
2	Раствор-1 + г/п-1.5 3%	Сравнительно устойчивые породы.
3	Раствор-2 +КМЦ*-500(600,700...;КМОЭЦ;КМК;РАС...)-0.01 0.2% + KCl(NaCl;NH4Cl;ДАМФ)-1 3%	В неустойчивых, литифицированных и слабо диспергирующих породах
4	Раствор-3 + FeCl3**(Al2(SO4)3)-0.01 0.08%	В диспергирующих глинах.

* Реагент стабилизатор необходим предупреждения коагуляции бурового раствора при обработке ингибитором.

** Коагулянт усиливает действие ингибитора гидротации глин и облегчает регулирование содержания твердой фазы в буровом растворе.

Преимущества полимерных растворов:

1. В 1.5-2 раза увеличивается механическая скорость бурения проходка на долото.

2. Уменьшение расхода материалов на приготовление раствора.

3. Снижение физико-химического воздействия на стенки скважины, что уменьшает опасность кавернообразования.

Недостатки полимерных растворов:

1. При оптимальном соотношении компонентов - низкие значения СНС (около нуля).

2. Необходимость использования тонких систем очистки (центрифуги, ...)

3. Требует высокой технологической грамотности буровой бригады.