Проект бурения нефтяной скважины (стр. 7 из 15)
Применяют хроматные реагенты в виде водных растворов 10%-ной концентрации. Единовременные добавки их 0,05—0,2% (по массе сухого вещества па объем раствора).
Комбинированные реагенты
Исследованиями установлено, что одновременное применение УЩР и ССБ для обработки глинистых растворов позволяет регулировать толщину сольватных оболочек и тем самым достигать снижения водоотдачи раствора без повышения его вязкости.
Оптимальные количества УЩР и ССБ подбираются в лаборатории. Содержание бурого угля в комбинированном реагенте составляет 10%, каустической соды обычно 2%, а ССБ от 0,2 до 4%.
Рецепты комбинированных реагентов принято обозначать так: К-10-2-0,2, К-10-2-0,5 и т. д. (первая цифра — процентное содержание сухого бурого угля, вторая — процентное содержание кристаллической каустической соды, третья — процентное содержание сухой ССБ). Необходимые количества ССБ подсчитывают по формулам (24) или (25), каустической соды — по (23), бурого угля — по (2), (21) и (20).
Специальные промывочные растворы
Известковые глинистые растворы. При разбуривании сильно набухающих глин и солевых отложений, для борьбы с обвалами стенок и сужениями стволов скважин, а также в случае притока в скважину высокоминерализованных вод применяют известковые глинистые растворы в сочетании сNaOH, ССБ, КССБ и другими реагентами, а также понизителями липкости.
Растворы, обработанные известью, обладают небольшими вязкостью, статическим и динамическим напряжениями сдвига, легко управляемы и весьма стабильны.
Рецептура первичной обработки глинистого раствора известью подбирается в зависимости от его качества, степени минерализации, концентрации глинистой фазы и т. п. Примерное соотношение между' химическими реагентами (в процентах от объема раствора) таково: ССБ (50%-ной концентрации) от 0,3 до 4,0%, каустическая сода (кристаллическая) от 0,05 до 0,5%, известь (сухая) от 0,1 до 0,8%.
При последующих обработках раствора известью с целью поддержания постоянства стабильных свойств его на каждый метр углубления скважины добавляют следующее количество компонентов: ССБ (КССБ) 10—35 л, каустической соды 4—7 кг, извести 6— 10 кг.
Если известкование раствора производится с использованием КССБ, то добавки каустической соды колеблются в пределах 1— 3 кг на 1 м проходки.
Недостатком глинистых растворов, обработанных пзвестыо, является тенденция их к загустевапию при температурах порядка 393° К и выше.С помощью различных добавок (например, хромпика) процесс загустевают может задерживаться.
Высококальциевые растворы (ВКР). Обычные глинистые растворы для перевода в высококальциевые обрабатывают хлористым кальцием, известьюи реагентом-стабилизатором (КМЦ, крахмал, КССБ и другими реагентами, устойчивыми к действию солей). При необходимости в эти растворы можно добавить понизители вязкости (ССБ, ПФЛХ, окисленный лигнин и др.), утяжелитель или нефть. ВКР может быть применен при бурении в самодиспергирующихся глинистых сланцах с целью предотвращения осыпей и обвалов стенок скважины: в пластичных набухающих глинах препятствует быстрому переходу глины в раствор и росту его вязкости в условиях минеральной агрессии. Отличительной особенностью ВКР является его состояние регулируемой коагуляции, обусловленное повышеннымсодержанием иона кальция в фильтрате глинистого раствора. При проникновении фильтрата ВКР в пласт происходит его активное взаимодействие с частицами глины на стенках скважины. Адсорбция кальция в количестве, превышающем порог коагуляции глинистых частиц, уменьшает гидратацию глины вплоть до полного разрушения диффузного слоя. Создаются условия для слипания и агрегирования глинистых частиц на поверхности раздела.
Резкое изменение, структурно-агрегатного состояния глины вызывает увеличение ее механической прочности, предотвращает процесс самопроизвольного осыпания сланцев. Расход реагентов для поддержания необходимых параметров обусловливается содержанием иона Са в фильтрате раствора и рН среды. Для бурения в сыпучих глинистых сланцах содержание иона Са колеблется в пределах 0,08—0,15% при рН = 8
9. При этом расход реагентов составляет 0,3-0,6% СаС12, 0,1-0,15% Са (ОН)2, 0,1-0,3% ССБ и 1 — 1,5% КМЦ (добавки реагентов даны в процентах сухого вещества на объем глинистого раствора). ВКР, стабилизированные КМЦ, обладают сравнительно низкой термостойкостью. Уже приt= 330 350° Кпроисходит резкое повышение водоотдачи, а для КССБ-1 приt= 373 393° К 5 < 15—18 см3. Более термостойкими оказываются растворы, стабилизированные КССБ-2, при которой необратимое увеличение водоотдачи наблюдается лишь приt>423° К.Для забойной температурыt< 373
393° К рекомендуется следующая рецептура ВКР: концентрация 0,75—1% СаС12, 0,2— 0,5% Са (ОН)2 и 10—12% КССБ-1. При этом параметры раствора: плотность 1,2—1,25 т/м3, вязкость 35—50 сек, водоотдача 5—8 еж3, содержание ионов Са в фильтрате 0,25—0,3%, рН = 7 
9. Для забойной температуры до 423° К концентрация реагентов в растворе должна быть 0,75-1% СаС12 и 12% КССБ-2-10.Эмульсионные растворы. В ряде случаев в водную дисперсионную среду химически обработанных глинистых растворов вводят равномерно распределенные капельки нефти, стабилизированной Эмульгаторами, или нефтепродуктов (до 10—30% по весу от объема раствора). Такиерастворы называют эмульсионными.
Хороший эмульсионный раствор может быть получен лишь на базе высококачественного исходного химически обработанного глинистого раствора путем поддержания в нем оптимального количества нефтянойфазы (в среднем 10—20%), высокой стабильности и дисперсности эмульсии (размеры глобул должны быть в пределах 10—100 мкм).
Нефтяной компонент не только улучшает параметры раствора, но и придает ему новые свойства. Перед введением нефти глинистый раствор обрабатывают химическими реагентами (УЩР, ССБ, КМЦ), соответствующими условиям бурения. При этом нередко обходятся безспециальных реагентов-эмульгаторов. Если же стабильность эмульсин недостаточна или необходима более тонкая эмульсия, то в раствор добавляют эмульгаторы — сульфатно-нафтеновые кислоты, их солии различные контакты (газойлевый, керосиновый, НЧК, детергент ДС) в количестве 0,1—1,0%.
С введением 5% нефти (по весу от объема раствора) резко снижается липкость раствора, при 7—8% прекращается образование сальников. При дальнейшем увеличении количества нефти заметно увеличиваются механические скорости проходки, уменьшается износ долот.
Оптимальное количество нефти в растворе устанавливается опытным путем в зависимости от условий бурения. Нефть добавляется в процессе циркуляции со скоростью, позволяющей ввести расчетное количество нефти за два-три цикла циркуляции.
Растворы на нефтяной основе предназначены: для бурения в осложненных условиях, в частности при проходке обваливающихся соленосных и других пород; для вскрытия продуктивных пластов (особенно с низким пластовым давлением); для бурения глубоких п сверхглубоких скважин при высоких забойных температурах; для увеличения проходок на долото.
Параметры растворов па нефтяной основе в зависимости от конкретных условий бурения могут изменяться в широких пределах: плотность от 0.9 до 2,2 т/м3, вязкость по СПВ-5 от 35 сек до «нетечет», фильтрация за 30 мин нуль, статическое напряжение сдвига1 от нуля до нескольких сот мн/см2, стабильность практически равна нулю. Растворы на нефтяной основе при низких температурах приготовляются следующим образом: смесь битума с дизельным топливом в глиномешалке нагревается до 303—313° К открытым паром, а затем вводится известь. При гашении извести водой (конденсатом пара) температура в глиномешалке поднимается до 373—393° К„ Свободная вода испаряется, получается безводный раствор на нефтяной основе. При сравнительно высоких температурах в скважине процесс приготовления может быть упрощен. В приемные емкости заливается дизельное топливо, в которое в процессе циркуляции вводится расчетное количество известково-битумных порошков и воды. В настоящее время наиболее освоенной рецептурой растворов на нефтяной основе является приготовление их из известково-битумных порошков. На 1 м3раствора на нефтяной основе расходуется 0,65 м3дизельного топлива, 4,9 кг известково-битумных порошков, в которых отношение извести к битуму по массе для растворов с плотностью меньше 1,5 т/м3берется 2 : 1, а для растворов с плотностью более 1,5 т/м3это отношение равно 1 : 1, к раствору добавляют 20% воды от массы извести. При этом используются окисленный битум с температурой размягчения 413—433° К, негашеная известь активностью не менее 60%, которая получается путем обжига природного известняка; дизельное топливо можно применять как зимнее, так и летнее. Битум п известь применяются в порошках. Известково-битумные порошки изготовляются путем раздельного или совместного помола битума и извести в молотковых дробилках.
Безглинистые промывочные растворы. В последнее время в нефтяных районах Украины, Саратовской, Пермской и других областях начинают применяться безглинистые промывочные растворы.
Ниже приводятся некоторые рецептуры указанных жидкостей.