- •1. Технология стабилизированного бурового раствора
- •1.1. Приготовление пресного бурового раствора.
- •1.2. Технология управления свойствами бурового раствора
- •2. Технология ингибирующих буровых растворов
- •2.1. Выбор состава ингибирующего бурового раствора.
- •21.1. Инструментальный метод.
- •2.1.2. Методика выбора комплекса мероприятий для предупреждения и ликвидации осложнений, связанных с нарушением устойчивости пород в процессе бурения.
- •2.2 Технология приготовления и управления свойствами ингибирующих буровых растворов
- •2.2.1 Приготовление и утяжеление ингибирующих растворов.
- •Регулирование свойств ингибирующих буровых растворов.
- •3. Технология буровых растворов с низким содержанием твердой фазы.
- •3.1. Технология полимерных буровых растворов.
- •3.2. Технология буровых растворов с органической твердой фазой.
- •3.2.1.Технология гуматно-кальциевого раствора
- •3.2.2. Технология гельгуматного бурового раствора.
- •3.3. Технология мицеллярных буровых растворов.
- •3.3.1.Технология торфогумата.
- •3.3.2.Технология асбогумата.
- •4. Технология соленасыщенных буровых растворов
- •4.1. Соленасыщенные буровые растворы с диспергированной твердой фазой.
- •4.2. Буровые растворы с конденсированной твердой фазой.
- •4.2.1. Технология приготовления гидрогелевых растворов.
- •4.2.2. Технология приготовления солегеля.
- •5. Технология буровых растворов на углеводородной основе
- •5.1. Безводные углеводородные растворы.
- •5.1.1. Выбор исходных компонентов для приготовления безводных суспензий.
- •5.1.2. Технология приготовления и регулирования свойств.
- •5.2. Гидрофобно-эмульсионные растворы.
- •5.2.1. Требования к выбору состава гэр.
- •5.2.2 Приготовление и регулирование свойств гэр.
- •Контрольные вопросы
- •6. Технология аэрированных жидкостей и пен.
- •6.1. Технологические особенности применения аэрированный жидкостей.
2. Технология ингибирующих буровых растворов
К ингибирующим буровым растворам относятся такие системы на водной основе, в которых содержатся вещества, предупреждающие гидратацию глинистых пород (ингибиторы гидратации глин). К ингибиторам относятся известь, хлориды калия, кальция, магния, гипс, аммонийные соли, жидкое стекло и другие неорганические электролиты, а также некоторые лигносульфонаты (например, ФХЛС) и анионоактивные ПАВ, которые являются носителями ионов кальция, калия, бария, аммония и других. При введении в буровой раствор ингибирующего компонента происходит физико-химическое взаимодействие глины и электролита, приводящее к модификации ее поверхности. При этом гидрофильность глины поддерживается на таком уровне, чтобы обеспечить агрегативную и седиментационную устойчивость системы бурового раствора. Ингибирующие буровые растворы обладают пониженной чувствительностью к воздействию электролитов, пластовых вод, содержанию твердой фазы. Гидрофобизация поверхности глинистых пород снижает набухание глин и интенсивность разрушения стенок скважин.
Однако полностью решить проблему ликвидации осложнений и повышения устойчивости стенок скважин при бурении в неустойчивых глинистых породах применением только ингибирующих систем не удается, особенно без учета свойств глинистых пород, в частности, их влажности и минерализации.
2.1. Выбор состава ингибирующего бурового раствора.
В настоящее время для выбора компонентного состава бурового раствора используются различные методики, подразумевающие либо экспериментальные, либо аналитические исследования. Подробнее об этих работах изучается в курсе "Физико-химические методы борьбы с осложнениями". Мы остановимся на одном из аналитических методов и кратко рассмотрим инструментальный, разработанные в научно-исследовательском институте по креплению скважин и буровым растворам.
21.1. Инструментальный метод.
Инструментальные методы подбора компонентного состава бурового раствора основаны, как правило, на характере изменения свойств глинистых пород под действием водных сред. К ним относятся исследование степени и давления набухания, размокания глинистых пород, интенсивности капиллярного всасывания.
Одним из методов является оценка ингибирующих свойств бурового раствора по показателю увлажняющей способности n в зависимости от коэффициента коллоидальности k глинистых пород:
n = Vt / (k - 0,85) (6),
где Vt - текущая скорость увлажнения %/ч;
- время выдерживания образца в буровом растворе, ч.
Глинистые образцы при этом получают прессованием порошкообразного материала при 40-45 МПа в течение 4-6 мин. При этом образец должен соответствовать по вещественному составу глинистой породе, присутствующей в разрезе. Образец готовится следующим образом:
- керн или комовая глина размалывается и просеивается через сито с диаметром отверстий не больше 0,25 мм;
- определяется коэффициент коллоидальности по адсорбции метиленовой сини;
- глинопорошок увлажняется до величины, определяемой из зависимости:
W = 33,3k (7),
где W - влажность глинистой породы.
- предварительно увлажненный глинопорошок в количестве 20 г засыпают в пресс-форму и при давлении 40-45 МПа выдерживают в течение 4-6 мин. При этом набор рабочего давления производится постепенно 30-40 с;
- нагрузка снимается, и образцы выпрессовываются из пресс-формы;
- торцы образцов парафинируют, опуская их в расплавленный парафин на глубину 2 мм каждый.
Изготовленные образцы помещаются в исследуемые среды и выдерживаются в течение 4-х часов. После чего определяется их влажность wк, оценивается скорость (Vt = (wk - w)100 / w ) и показатель увлажнения n. Состав раствора определяется по наименьшему показателю n.