1. Основные функции промывочных жидкостей.

При вращательном способе бурения в скважине постоянно циркулирует поток промывочной жидкости – бурового раствора, который удаляет частички  разрушенной горной породы (шлама) из призабойной зоны, охлаждает долото, промывает ствол скважины, выносит шлам на поверхность и обеспечивает эффективность всего процесса углубления.

Функции промывочной жидкости

 полностью очищать забой скважины от частиц разбуриваемых пород и выносить их на поверхность;

 создавать противодавление на стенку скважины для предотвращения притока пластовых жидкостей и газов;

 удерживать частицы разрушенных пород во взвешенном состоянии при прекращении промывки скважины;

 препятствовать проявлениям неустойчивости пород, слагающих стенку скважины;

 охлаждать и смазывать трущиеся поверхности долот, забойных двигателей, бурильной колонны и др. узлов оборудования;

 передавать энергию от источника на поверхности к забою;

 способствовать сохранению естественных коллекторских свойств продуктивных пластов.

 

2. Классификация промывочных жидкостей.

Систематизировать и классифицировать промывочные жидкости можно по различным признакам: фазовому состоянию дисперсионной среды; природе дисперсионной среды; степени дисперсности; фазовому состоянию дисперсной фазы; методу получения дисперсной фазы; природе дисперсной фазы; по назначению по способу приготовления; устойчивости к воздействию температур и солевой агрессии и т.д. В России первоначальная классификация буровых промывочных жидкостей основывалась на их назначении и использовалась при проведении геолого-разведочных работ. Они подразделялись на: БПЖ для нормальных геологических условий бурения (вода, некоторые водные растворы, нормальные глинистые растворы) и для осложненных геологических условий бурения. Существует классификация по основному эффекту, достигнутому химической обработкой: солестойкие растворы; термостойкие растворы; термосолестойкие растворы; ингибирующие растворы.  Классификация БПЖ по способу приготовления подразделяет их на естественно-наработанные (самозамес) и искусственно-приготовленные. К сожалению, в настоящее время нет единой общепризнанной и научно-обоснованной классификации. В отечественной практике заслуживает внимание классификация по Паусу, в основе которой лежат следующие факторы: состав разбуриваемых пород; проницаемость; наличие солей; температура забоя; устойчивость стенки скважин; пластовое давление. По этой классификации все БПЖ подразделяются на несколько классов в каждый из которых входят группы облегченных растворов плотностью до 1250 кг/м3; нормальных плотностью 1250-1450 кг/м3; утяжеленных более 1450 кг/м3 или группа растворов определяется видом ингибитора.  В целом в отечественной буровой практике БПЖ классифицируют по назначению и составу дисперсионной среды и дисперсной фазы на три большие группы: растворы на водной основе, растворы на нефтяной основе; газообразные растворы. Эти три группы в свою очередь подразделяются на подгруппы. Их классификация представлена на рисунках 5.1., 5.2 Буровые промывочные жидкости можно классифицировать и по числу фаз на два больших класса: гомогенные (однофазные) и гетерогенные (многофазные) и далее по природе (составу) системы в целом или её дисперсионной среды. Можно выделить подклассы водных (полярных), углеводородных (неполярных) и газообразных очистных агентов. Кроме того, гетерогенные системы могут быть разделены на группы по агрегатному состоянию дисперсной фазы, которая может быть твердой, жидкой, газообразной и комбинированной. Такая классификация представлена на рисунке 5.3. Типы очистных агентов далее можно подразделять на различные виды в зависимости от степени и состава минерализации всей системы или её дисперсионной среды, количества дисперсной фазы, способа приготовления БР и т.д. Так, водные (полярные) гомогенные и гетерогенные очистные агенты в зависимости от концентрации солей (в пересчете на NaCl) могут быть:  - пресными (до 1 %); - слабоминерализованными (1 ¸ 3 %);  - среднеминерализованными (3 ¸ 20 %); - высокоминерализованными (> 20 %). Рисунок 5.1 – Классификация буровых промывочных жидкостей (водные растворы)  Рисунок 5.2 – Классификация буровых промывочных жидкостей (растворы на нефтяной основе и газообразные растворы)  Рисунок 5.3 – Классификация БПЖ по числу фаз и составу дисперсионной среды Эти же очистные агенты по составу солей (по составу минерализации) могут быть: хлоркалиевыми; хлоркальциевыми; силикатными (малосиликатными); гипсовыми; известковыми; гипсоизвестковыми; алюминатными (алюмокалиевыми, алюмокальциевыми); гипсокалиевыми. Растворы классифицируются так же и по количеству твердой фазы: 1) с малым содержанием твердой фазы 5-7%, 2) с нормальным содержанием твердой фазы до 15%, 3) с повышенным содержанием твердой фазы более15%. В США в настоящее время действует классификация по АНИ (американский нефтяной институт), основанная на классификации Роджерса, она предусматривает выбор БПЖ по составу и свойствам:  1) Буровые агенты на газовой основе: а) сухой воздух,  б) влажный воздух, в) пена,  г) стойкая пена (отработанная). 2) Буровые растворы на водной основе.  а) пресная вода,  б) соленая вода (минерализованная), в) растворы с низким содержанием твердой фазы,  г) растворы на соленой воде,  д) известковые растворы,  е) гипсовые растворы,  ж) хромлигниновые растворы,  з) хромлигносульфонатные растворы, и) калиевые растворы. 3) Буровые растворы на углеводородной основе. а) нефтяные растворы,  б) битумные растворы, в) инвертные эмульсионные растворы. Классификация буровых растворов не является строгой и всеобъемлющей. Названия некоторых систем буровых растворов довольно условны и используются по установившейся традиции или по номенклатуре фирм-разработчиков. Представленные выше классификации буровых промывочных жидкостей, показали, что трудно классифицировать систему которая имеет множество признаков, функций и разнообразна по составу. 

3. Характеристика глин в отношении их применение для приготовления глинистого раствора (бентонит, каолинит, полыгарскит).

Тип бурового раствора, его компонентный состав и гра­ницы возможного применения устанавливают исходя из их геологических условий: физико-химических свойств пород и содержащихся в них флюидов, пластовых и горных давлений, забойной температуры.

Применение технической и морской воды в качестве бу­рового раствора связано с наличием благопри­ятных для процесса бурения свойств. В результате использо­вания технической и морской воды вместо глинистого рас­твора проходка на долото повышается на 15-20 %, а меха­ническая скорость проходки - на 25 - 40 %.

Однако вода как буровой раствор имеет недостатки: в пе­рерывах между циркуляциями она не удерживает шлам в скважине во взвешенном состоянии, глинистые отложения набухают, разупрочняются, снижается устойчивость ствола скважины. Поэтому применение воды как эффективного бу­рового раствора допустимо лишь при бурении сравнительно неглубоких скважин в твердых неглинистых породах карбонатно-песчаного комплекса, а также в гипсах и других отло­жениях.

Фильтрация воды в продуктивные пласты резко снижает их нефтеотдачу вследствие создания водяного барьера, обра­зования устойчивых водонефтяных эмульсий, набухания содержащихся в пласте глинистых минералов, препятствующих притоку нефти в скважину, что серьезно затрудняет освоение и ввод скважин в эксплуатацию.

Глиныявляются наиболее активной частью глинистых растворов (ГР), поэтому свойства ГР во многом определяются свойствами исходных глин.

Глины – это осадочные ГП, представляющие собой смесь различных минералов, способных при контакте с водой переходить в пластическое состояние. При высыхании они сохраняют приданную им форму и приобретают высокую прочность, а после обжига получают твердость камня.

Наиболее важными свойствами глин являются набухаемость, пластичность, гидрофильность, ионный обмен и способность диспергироваться в воде на мельчайшие частички. Глинистые минералы отличаются тонкодисперсностью. К основным породообразующим минералам глинистых пород, используемых для растворов, относятся минералы групп монтмориллонита, гидрослюд, палыгорскита и каолинита.

1 группа – монтмориллонитовая (ММ), имеет формулу (ОН)₄ Si₈Al₄O₂₀ n H₂O.

Кремний в молекуле монтмориллонита может замещаться на ионы Al³⁺, Fe^{2+, 3+}, Zn²⁺, Cu²⁺, Mg²⁺, Li⁺. Монтмориллонит имеет белый с сероватым оттенком цвет, иногда с синеватым оттенком, а также розовый, розово-красный, зеленый и матовый цвета. Монтмориллонит в значительной степени обладает адсорбционной, ионообменной способностью, а также поглощает и выделяет слабо связанную воду в зависимости от влажности окружающей среды.

К монтмориллонитовой группе относятся минералы сапонит, бейделлит, нонтронит, вермикулит. Глины, в которых преобладают минералы этой группы, называют бентонитами. (Термин “бентонит” был введен в 1898 году для высококачественных монтмориллонитовых глин штата Вайоминг, США).

2 группа – палыгорскитовая (ПС), имеет формулу (ОН)₂ Si₈Mg₅O₁₈ 4H₂O.

Палыгорскит иначе называют аттапульгитом, он хорошо набухает в пресной и соленой воде, может применяться как структурообразующий компонент буровых растворов, насыщенных солью. Палыгорскитовые суспензии характеризуются высокой водоотдачей, не увеличивающейся при засолении, что выгодно отличает его от других глин. Минерал сепиолит представляет собой магнезиальный водный силикат, волокнистый минерал, имеет высокую солеустойчивость.

3 группа – каолинитовая (КЛ), имеет формулу (ОН)₈Si₄ Al₄O₁₀ n H₂O.

Каолинит почти не набухает в воде, обладает небольшой емкостью поглощения катионов и адсорбционной способностью. К этой группе относятся минералы накрит, галлуазит, диккит, аноксит, энделлит.

4 группа – гидрослюдистая (ГС) – (ОН)₄ К_у(Al₄Fe₄Mg₆)(Si_8yAl_y)O₂₀ n H₂O.

Гидрослюды представляют собой промежуточные соединения между минералами каолинитовой группы и слюдами, являются продуктами их частичной каолинизации и не имеют постоянного состава. К гидрослюдистой группе относятся минералы гидромусковит, иллит.

Одним из определяющих признаков глинистых минералов является соотношение SiO₂ : R₂O₃ где R₂O₃ – полуторные оксиды, включающие сумму Al₂O₃ и Fe₂O₃. Это отношение составляет для минералов каолинитовой группы – 2–3; для палыгорскитовой группы – 2.1–2.3; для гидрослюдистой группы оно равно 3–4 и для минералов монтмориллонитовой группы составляет 4–7. Чем больше это отношение, тем сильнее проявляются гидрофильные свойства глинистых пород, тем сильнее набухают и распускаются в воде глины.

В настоящее время для определения структур глинистых минералов пользуются обобщениями, сделанными еще Полингом. По Полингу в основе строения большинства глинистых минералов лежат два структурных элемента. Один структурный элемент состоит из двух слоев плотноупакованных атомов кислорода или гидроксогрупп, между которыми в октаэдрической координации расположены атомы алюминия, железа и магния, которые равноудалены от атомов кислорода и гидроксогрупп. Второй элемент структуры построен из кремнекислородных тетраэдров, в центре которых расположены атомы кремния, равноудаленные от 4-х гидроксогрупп или атомов кислорода. Кремнекислородные тетраэдры расположены в форме бесконечно повторяющейся гексагональной сетки, образующей слой Si₄O₆(OH)₄.

Указанные структурные элементы составляют основу кристаллической решетки минералов группы монтмориллонита, палыгорскита, гидрослюд и каолинита.

Рассмотрим наиболее важные свойства глин.

4. Свойства буровых растворов:

а) понятие о плотности бурового раствора и ее расчет.

Плотность бурового раствора (удельный вес) устанавливается для контроля за давлением пластовых флюидов. Некоторые пласты, такие как соли или сланцы, могут также требовать установления плотности бурового раствора для предотвращения выпучивания в скважину.

Если удельный вес бурового раствора слишком  высок, то это может привести к обратным эффектам:

1.     Понижение  скорости проходки;

2.     Увеличение вероятности дифференциального прихвата;

3.     Увеличение вероятности превышения градиента разрыва пласта и потери циркуляция при обсаживании скважины;

4.     Увеличение стоимости бурового раствора.

Удельный вес бурового раствора также имеет  важное влияние на очистку ствола скважины (эффект плавучести). Чем ближе значения плотности бурового раствора к значениям плотности шлама, тем проще очистить ствол скважины.

Измерительные приборы:

весы для определения плотности раствора

весы для определения плотности раствора под давлением

ареометр

 

б) реалогические свойства (вязкость, СНС, ДНС).

Реология буровых растворов и связанная с ней гидравлика кольцевого пространства непосредственно связаны с тем, насколько эффективно очищается ствол и насколько он стабилен. К наиболее важным реологическим характеристикам относятся:

Вязкость – имеет большое значение для обеспечения подъемной силы бурового раствора. Вязкость определяется концентрацией, качеством и степенью гидратации взвешенных частиц;

Условная вязкость – характеризует гидравлическое сопротивление бурового раствора течению;

Эффективная вязкость – косвенно характеризует вязкость бурового раствора как ньютоновской жидкости;

Пластическая вязкость – это та часть сопротивления течению жидкости, которая вызывается механическим трением;

Предел текучести или предельное динамическое напряжение сдвига – вторая составляющая сопротивления течению бурового раствора – является мерой электрохимических сил притяжения в буровом растворе;

Показатель фильтрации – косвенно характеризует способность раствора отфильтровываться через стенки скважины;

Толщина фильтрационной корки – косвенно характеризует способность раствора к созданию малопроницаемой фильтрационной корки на стенках скважины;

Показатель седиментации – косвенно показывает стабильность бурового раствора.

Статическое напряжение сдвига (СНС) должно быть достаточным для удержания во взвешенном состоянии утяжелителя и частиц выбуренной породы при прекращении циркуляции промывочной жидкости.

Вместе с тем статическое напряжение сдвига должно быть минимально допустимым, так как повышенное значение прочности структуры промывочной жидкости вызывает затруднение при запуске насосов, создает значительное давление на стенки скважины, что в слабосвязанных породах может вызвать гидравлический разрыв пласта при восстановлении циркуляции и ухудшает условия очистки от частиц выбуренной породы и дегазации очистного агента.

Хорошая удерживающая способность промывочной жидкости достигается при СНС₁≥1,25 Па и СНС₁₀≤60 Па при коэффициенте тиксотропности К_τ=θ10/θ1≤3.

Минимально допустимое значение СНС (в Па) можно вычислить из выражения

(3.6)

где d_ч — диаметр частиц, м; γ_п и γ_б.р — удельный вес соответственно породы и бурового раствора, Н/м3.

Обычно достаточно, чтобы θ₁₀≤5Па. Лишь при операциях по ликвидации поглощений в некоторых случаях целесообразно использовать буровой раствор с высоким СНС.

в). Различают 3 вида фильтрации бурового раствора.

1. Призабойная фильтрация приурочена к призабойной зоне. В следствие работы долота происходит уменьшение величины фильтрационной корки и может произойти почти полное ее разрушение. Поэтому фильтрация в этой зоне характеризуется наибольшей водоотдачей и наименьшей толщиной корки.

2. Статическая фильтрация происходит при остановке циркуляции бурового раствора. Например, при смене долота. Корка в этом случае имеет наибольшую толщину. Вследствие этого фильтрация, происходящая после сформирования корки, заметно замедляется. Водоотдача получается наименьшей.

3. Динамическая фильтрация происходит в процессе циркуляции промывочной жидкости. В этом случае происходит гидродинамическая эрозия корки. Величина водоотдачи и толщины корки занимает промежуточное положение между первыми двумя видами.

г) кинетическая устойчивость

Кинетическая устойчивость характеризует способность бурового раствора сохранять длительное время свойства стабильными.

Кинетическая устойчивость связана с возможными механизмами разложения, в то время как термодинамическая стабильность зависит только от природы продуктов разложения. Скорость разложения соединения зависит от температуры и снижается с ее уменьшением. В этом состоит одна из причин широкого использования низких температур для получения многих металлоорганических комплексов.

Кинетическая устойчивость всегда увеличивается по мере перехода компонентов жидкой фазы в фазу полимера, поскольку при этом выравниваются их плотности и частицы оседают медленнее, если они тяжелее дисперсионной среды, или всплывают, если они легче среды. [3]

Кинетическая устойчивость обусловлена способностью дисперсных частиц удерживаться во взвешенном состоянии под влиянием броуновского движения. [4]

Кинетическая устойчивость характеризуется способностью дисперсных частиц удерживаться во взвешенном состоянии, не седиментируясь. Она больше в системах с высокой степенью дисперсности и соответственно большей энергией броуновского движения частиц; например, газы и истинные растворы обладают очень большой кинетической устойчивостью, поскольку молекулы или ионы имеют малую склонность к агрегации. Наоборот, золи являются системами относительно неустойчивыми. Агрегативная устойчивость характеризуется способностью частиц дисперсной фазы оказать сопротивление их слипанию и тем удерживать определенную степень дисперсности в целом. [5]

д) концентрация водородных ионов в глинистом растворе

Концентрация водородных ионов (водородный показатель). Одной из характеристик глинистых растворов является концентрация водородных ионов в них. В 1л воды при 22 °С содержится 10^-7 ионов водорода; если дисперсионная среда раствора кислая, то концентрация ионов водорода будет больше 10^-7 г-ион/л; если же дисперсионная среда щелочная, то концентрация ионов водорода будет меньше этой величины. Если раствор слабой кислотности содержит водородных ионов 10^-6 г-ион/л, то концентрация водородных ионов, обозначаемая индексом рН будет равна 6, т. е. показателю степени с обратным знаком (при основании, равном 10). Регулированием рН в растворе можно увеличить его стабильность, увеличить скорость застудневания и т. д.

Значение рН определяют либо колориметрическим путем (но окраске индикатора), либо электрическим путем.

Сущность колориметрического метода заключается в изменении цвета лакмусовой бумаги с красного на фиолетовый, а затем на синий по мере роста рН от 5 до 9. Применение колориметрического метода затруднительно вследствие непрозрачности глинистых растворов. Точные измерения рН следует проводить электрическим методом.

е) содержание шлама (песка)

Содержание песка - параметр, характеризующий содержание в растворе частиц (породы, не разведенных комочков глины), не способных растворяться в воде. Его измеряют по величине осадка, выпадающего из бурового раствора, разбавленного водой, после интенсивного взбалтывания. В хорошем растворе содержание песка не должно превышать 1 %.

Содержание песка. Металлический отстойник ОМ-2 (рисунок 31) представляет собой цилиндрический сосуд 3, оканчивающийся внизу трубкой, внутри которой помещена градуированная сменная пробирка 4 объемом 10 мл с ценой деления 0,1 мм. В верхней части отстойника на уровне, соответствующем объему 500 мл, имеется отверстие для слива воды 2. На горловину сосуда надевается крышка 1, которая служит одновременно для отмеривания бурового раствора (при заполнении до краев объем ее составляет 50 мл).

 

Рисунок 31. Отстойник ОМ-2

1 – крышка

2 – отверстие

3 – сосуд

4 – сменная пробирка

ж) смазочные свойства.

В основе смазывающего действия, уменьшающего трение, лежит адсорбционный эффект. Действие реагента как смазывающей добавки зависит от его способности адсорбироваться на металле и сопротивляться выдавливанию при сближении трущихся поверхностей деталей инструмента. Смазки применяют для снижения трения между бурильными трубами и фильтрационной коркой при вращении.

5. Причины, обуславливающие необходимость регулирование свойств глинистых растворов.

6. Характеристика реагентов – стабилизаторов (КМЦ, КССБ, ССБ, нитролигнин, ПФЛХ, крахмальные реагенты, гипан, ГПАА)

Реагенты-стабилизаторы предназначены в основном для снижения фильтрации и вязкости бурового раствора. Это органические соединения, обладающие высокой гидрофильностью и растворимостью в воде. Известны реагенты-стабилизаторы на основе целлюлозы (карбоксиметилцеллюлоза, карбаминол, карбофен), лигносульфонатов, лигнина, полифенолов, акриловых полимеров, биополимеров, натриевых и калиевых солей гуминовых кислот, крахмалов (технический крахмал, модифицированный крахмал).

Наиболее широко распространенным в практике бурения скважин является такой реагент-стабилизатор как карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ). Известно, что карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ) различных степеней полимеризации сохраняет свои защитные свойства до температуры 130-160°С. Однако с ростом глубин и, как следствие этого, с ростом температуры на забое, в результате термоокислительной деструкции КМЦ значительно увеличивается ее расход для обработки промывочных жидкостей. Были предприняты различные попытки в данной области, чтобы улучшить свойства КМЦ, но большинство из них принесли лишь незначительные улучшения качества. Одним из представляющих интерес улучшений является применение ингибиторов. Для повышения термостойкости КМЦ в нее при синтезе вводят небольшое количество фенола, аминоспиртов, анилина. Получаемые при этом продукты соответственно карбофен, карбоминол, карбанил обладают высокой эффективностью в условиях повышенных температур и минерализации. Например, карбоминол обеспечивает высокую стабилизацию буровых растворов различной минерализации при температурах 180-190°С.

Известен лигносульфатный реагент, получаемый путем взаимодействия конденсированной сульфит-спиртовой барды (КССБ) с бихроматом щелочного металла в водной среде при температуре 80-90°С, причем бихромат щелочного металла используют в количестве 0,5-1,0 мас.% от массы КССБ (SU 1491876, кл. С 09 К 7/00, 1989 г.).

Однако полученный таким способом реагент неудовлетворительно регулирует фильтрационные показатели глинистых буровых растворов, особенно при температуре 180°С.

Сульфит-спиртовая барда (ССБ) является отходом при получении целлюлозы сульфатным способом. Эффективно снижает вязкость и СНС соленасыщенных буровых растворов, стабилизированных крахмальным реагентом. Недостаток - пенообразующая способность

Нитролигнин отличается от исходного лигнина меньшой относительной молекулярной массой, содержит карбоксильные (кислотные) группы, образовавшиеся вследствие окисления, и нитрогруппы – вследствие нитрации азотной кислоты. В воде растворяется собственно не нитролигнин, а продукт его взаимодействия с едким натрием. Нитролигнин представляет собой довольно эффективный разжижитель пресных и слабоминерализованных (хлорнатриевых) глинистых растворов. В присутствии солей кальция нитролигнин теряет способность растворяться, что требует применения его совместнро с реагентами, связывающими ионы кальция. Обработкой лигнина в заводских условиях углекислым натрием получаюи игетан – реагент обладающий несколько большей разжижающей способностью , чем нитролигнин.

Полифенол лесохимический (ПФХЛ) — синтети­ческий реагент, сырьем для производства которого служат фе­нолы из экстракта кислой воды — отхода сухой перегонки дре­весины. Фенолы конденсируют с помощью формальдегида и для повышения гидрофильности обрабатывают сульфитом нат­рия. ПФХЛ вводится в количестве 0,4—0,5%. Он представляет собой твердое вещество темно-коричневого цвета, применяется совместно с каустической содой в соотношении от 10:1до 2:1 в виде 10%-ного водного раствора. Разжижающая способность его высокая, но даже небольшие минерализация и нагревание резко ухудшают ее. При больших концентрациях несколько сни­жает водоотдачу, но при этом может быть вспенивание раст­вора.

Крахмальный реагент получают путем гидролиза в щелочной среде. Он является понизителем фильтрации соленасыщенных буровых растворов.

Гипан - гидролизованный полиакрилонитрил - реагент, получаемый методом статической полимеризации нитрила акриловой кислоты в среде растворителя водного конденсата с последующим гидролизом едким натром. [2]

Гипан представляет собой вязкую, темно-желтоватого цвета жидкость 8 - 10 % - ной концентрации. [3]

Гипан получают методом статической полимеризации нитрила акриловой кислоты в среде водного конденсата с последующим гидролизом образовавшегося полиакрилнитрила едким натром. [4]

реагент-стабилизатор гидролизованный полиакриламид (ГПАА), устойчивый в условиях минерализации по NaCl и КCl и высоких температур [2] ГПАА получают гидролизом ПАА со щелочью в присутствии триполифосфата натрия.

Недостатком известного реагента-стабилизатора является неустойчивость к полиминеральной агрессии, т.е. неустойчивость к ионам кальция и магния. Кроме того, ГПАА применим только с небольшим содержанием глинистой фазы.

7. Характеристика реагентов – структурообразователей.

Реагенты-структурообразователи снижают водоотдачу про­мывочных жидкостей, повышая при этом ее реологические свой­ства. К ним относятся реагенты на основе водорастворимых эфиров целлюлозы, крахмальные реагенты, биополимеры, реа­генты на основе синтетических акриловых полимеров.

8. Характеристика реагентов специального назначения, реагенты для связывания ионов кальция.

К группе реагентов специального назначения относятся: реагенты, связывающие ионы кальция; реагенты, поставляющие в раствор ионы калия, кальция; регуляторы щелочности; пено! астели, реагенты, повышающие термостойкость растворов; реагенты, нейтрализующие сероводород; флокулянты.[ ...]

Реагенты, связывающие ионы кальция, применяют, когда требуется перевести кальциевые глины в натриевые, перед обработкой буровых растворов, содержащих кальций в растворенном виде, реагентами-стабилизаторами типа УЩР и гипана, теряющими эффективность при хлоркальциевой агрессии. С этой целью используют кальцинированную соду (На2СОз) и фосфаты натрия.[ ...]

Кальцинированная сода — основной реагент для связывания ионов кальция. Это мелкокристаллический порошок белого цвета, медленно растворимый в воде, применяется чаще в виде 4-5%-ного ппдилго раствора. При взаимодействии соды с солями кялх.ция образуется не растворимый в воде углекислый кальций, практически не ухудшающий качество раствора.[ ...]

9. Характеристика реагентов пеногасителей.

Пеногаситель ( соапсток - отход маргаринового производства) используют в виде 10 % - ной водной дисперсии, которую готовят в емкости ( 1 5 - 2 м3) с мешалкой ( 1500 об. / мин), паровым барботером. На 10 кг соапстока вводят 89 л конденсата с температурой 65 - 70 С и 1 кг стружки хозяйственного мыла в качестве эмульгатора. Дисперсия после перемешивания при 65 - 70 С должна быть белой молокообразной, не расслаивающейся 2 - 3 суток. [1]

Зависимость высоты пены в растворе ДЭА от концентрации диалкилфталатов.

Пеногаситель в чистом виде подается на вход насосов тощего амина с помощью дозировочного насоса. [2]

Пеногасители препятствуют образованию пены при выделении из промывочной жидкости газовой фазы. [3]

Пеногаситель, разбавленный стабильным конденсатом, подавали тем же способом в течение 30 мин. [4]

Влияние различных антивспенивателей на высоту слоя пены h 25 % - ых растворов МЭА ( 1, 2, 3 и ДЭА ( /, 2, 3.

Пеногасители снижают прочность поверхности пленок, раз-деляющих тазовые пузырьки и жидкую фазу. Противопенные свойства пеногасителей проявляются только при концентрациях, превышающих пределы - их растворимости в пленке. На установках сероочистки для пеногасителей устанавливаются специальная емкость и дозировочные насосы. [5]

Влияние различных антивспенивателей на высоту слоя пены h 25 % - ых растворов МЭА ( 1, 2, 3 и ДЭА ( 7, 2, 3.

Пеногасители снижают прочность поверхности пленок, разделяющих газовые пузырьки и жидкую фазу. Противопенные свойства пеногасителей проявляются только при концентрациях, превышающих пределы их растворимости в пленке. [6]

Пеногасители используют в виде растворов в амине или других растворителях и либо подают в систему постоянно, небольшими порциями, либо осуществляют кратковременную подачу их в момент вспенивания раствора. Второй путь является более предпочтительным, поскольку чрезмерное количество антивспенива-теля может привести к обратному явлению - к стабилизации пены. [7]

10. Характеристики смазочных добавок.

Для улучшения смазочных свойств буровых растворов с целью преду­преждения прихватов бурового инструмента широко применяются добавки нефти и графита. В зависимости от геолого-технических условий могут вводиться различные количества указанных веществ. Добавки нефти для разных районов колеблются в пределах от 5 до 15 %, причем такая обра­ботка проводится с расчетом получения стойких эмульсий. Графит вводит­ся в количестве 1—2 % по массе к объему буровых растворов. Графит снижает вязкость и статическое напряжение сдвига раствора. Добавки нефти, наоборот, приводят к росту этих показателей, а также к уменьше­нию плотности.

Резкое улучшение смазочных свойств буровых растворов, главным об­разом для повышения стойкости опор долот, достигается применением специальных активных добавок, образующих на поверхностях трения сма­зочные слои, устойчивые к действию температур и давлений.

В последнее время широко применяется смазочная добавка к буровым растворам СМАД-1, которая представляет собой смесь окисленного петро- латума (кислотное число не ниже 40) с дизельным топливом в соотношении 0,4:0,6

11. Характеристика реагентов, повышающих термостойкость буровых растворов.

17) Пресные глинистые растворы.

20) Характеристика хлоркальциевого раствора. Хлоркальциевые растворы

Хлоркальциевые растворы (ХКР) – ингибирующий кальциевый раствор, содержащий в качестве ингибирующей добавки хлорид кальция.

Установлено, что оптимальное содержание катионов кальция, при котором достигается ингибирование, составляет 3000-5000мг/л. Хлоркальциевые растворы наиболее эффективны при разбуривании аргиллитов. Присутствие в фильтрате бурового раствора ионов кальция способствует значительному сокращению осыпей и обвалов при разбуривании неустойчивых аргиллитоподобных отложений.

Вследствие отсутствия эффективных кальциестойких реагентов термостойкость его ограничена(100^о С).

В процессе бурения контролируют содержание кальция в фильтрате и общую минерализацию.

Готовят глинистую суспензию на пресной воде, которую обрабатывают раствором КМЦ и КССБ. Одновременно с КССБ в раствор добавляют пеногаситель. После получения оптимальных показателей (вязкость 25-30с, СНС₁ =12÷24 дПа, СНС₁₀ =30÷60 дПа, показатель фильтрации 3-5см³/30мин)раствор обрабатывают хлоридом кальция и известью.

На приготовление 1м³ раствора требуется (в кг): глины 80-200,КССБ 5-70, КМЦ (или крахмала) 10-20, CaCI₂ 10-20, Са(ОН)₂ 3-5, NaOH 3-5, воды 920-870, пеногасителя 5-10.

21) Характеристика калиевых растворов (калиевого глинистого, силикатного). Калиевые растворы

Калиевые растворы содержат в качестве ингибирующих электролитов соединения калия. Действие калиевых растворов обусловлено насыщением ионами калия глинистых минералов. Наиболее быстрое насыщение глин ионами калия происходит при рН =9÷10.

Калиевые растворы эффективны при бурении неустойчивых глинистых сланцев. Существует ряд разновидностей калиевых растворов, отличающихся составом и некоторыми свойствами.

Калиево-гипсовый раствор

Калиево-гипсовый раствор содержит в качестве ингибирующих электролитов соединения калия и кальция, в частности гипс. В отличии от хлоркальциевого такой раствор менее подвержен коагуляционному загустеванию, его ингибурующее действие сильнее.

Калиево-гипсовые растворы используют для разбуривания высококоллоидальных глин, когда хлоркалиевый раствор недостаточно эффективен. Термостойкость зависит от используемого защитного реагента, но не превышает 160^о С.

На приготовление 1м³ калиево-гипсового раствора требуется (в кг): глины 60-150, окзила (КССБ-4) 30-50, КМЦ (крахмала) 5-10, KCI 10-30, КОН 5-10, гипса (CaSO₄) 10-15, пеногасителя 2-3, воды 930-890, утяжелителя – до получения раствора необходимой плотности.

Показатели раствора: плотность 1,08-2,2 г/см³, условная вязкость 20-30с,показатель фильтрации 4-8см³/30 мин, СНС₁ = 6÷36 дПа, СНС₁₀ = 12-72 дПа, рН = 8÷9.

Основные показатели качества, определяющие назначение раствора, - содержание хлорида калия в фильтрате (30-70 г/л) и ионов кальция (1000-1200 мг/л).

Силикатные растворы

Силикатные растворы содержат в качестве ингибирующей добавки силикат натрия. Они применяются для повышения устойчивости ствола скважины при разбуривании осыпающихся пород. Принцип упрочнения сланцев основан на легком проникновении жидкого стекла в трещины и поры стенок скважины и быстром выделении геля кремниевой кислоты, цементирующей поверхность ствола.

Растворы не пригодны для разбуривания мощных отложений гипсов и ангидритов.

Силикатный раствор готовят из предварительно гидратированного в пресной воде глинопорошка, в который вводят УЩР, КМЦ, силикат натрия.

Показатели раствора: плотность 1,05-2 г/см³ , условная вязкость 20-40 с, показатель фильтрации 4-8 см³/30 мин; СНС₁ = 9÷45 дПа, рН = 8,5÷9,5. Оптимальное значение рН, при котором раствор считается термостойким, находится в пределах 8,5-9,5. Повышение структурно-механических характеристик достигается вводом пасты, приготовленной из бентонитового глинопорошка с добавкой УЩР.