Реагенты и добавки специального назначения
К числу реагентов специального назначения относятся низкомолекулярные неорганические соединения и другие добавки, которые применяются при комплексной химической обработке и служат для регулирования растворимости понизителей водоотдачи и вязкости, регулирования электрокинетического потенциала глинистых частиц, изменения солевого состава электролитов, для снижения пенообразования, улучшения смазочных и закупоривающих свойств промывочных жидкостей и т.д.

Реагенты комбинированного и многоцелевого действия. Каустическая сода (едкий натр, каустик NaОН)  продукт электролиза раствора поваренной соли. Представляет собой твердое кристаллическое бесцветное или с зеленоватым отливом вещество с удельным весом 2,10 г/см³. Хорошо растворим в воде с выделением большого количества тепла. С увеличением температуры растворимость каустика повышается. Поставляется в металлических барабанах весом 182-400 кг. Иногда каустическая сода поставляется в виде раствора с удельным весом 1,42-1,48 г/см³, что соответствует 43-47 % содержанию в ней твердого вещества.

Каустическая сода применяется, в основном, для приготовления щелочных реагентов (УЩР, ТЩР, нитролигнина, ПФЛХ, крахмального реагента и др.), для снижения растворимости извести в известковых растворах, для повышения рН промывочных жидкостей. Является активным понизителем твердости и пептизатором горных пород, поэтому ее используют наряду с другими реагентами в качестве добавки к естественным глинистым или шламовым растворам с целью улучшения обогащения их разбуриваемой породой, повышения стабильности, создания структуры и т.д. Вызывает коагуляцию глинистых растворов, поэтому ее в ряде случаев можно использовать для улучшения структурных свойств или для загущения растворов.

Применение каустической соды в качестве добавки непосредственно к рабочему глинистому раствору, кроме тех случаев, когда требуется увеличить рН, нецелесообразно. Это связано с тем, что при малых добавках NаОН, хотя и вызывается временное диспергирование глинистых частиц и, как следствие, снижение вязкости и водоотдачи, происходит быстрая адсорбция NаОН на стенках скважины, что приводит к снижению устойчивости ствола. Большие же добавки каустика (0,5-0,8 %) вызывают коагуляцию глинистого раствора, что приводит к резкому его загустеванию, повышению водоотдачи и потере стабильности.

При работе с каустической содой следует помнить, что едкий натрий – сильнодействующая, агрессивная щелочь и попадание ее на кожу человека (как в виде кристалла, так и в растворенном виде) вызывает сильный ожог и появление глубоких труднозаживающих язв. Особенно опасно попадание каустика в глаза. Поэтому при работе с каустической содой необходимо пользоваться резиновым фартуком, резиновыми перчатками и предохранительными очками. Попавшую на кожу щелочь следует тотчас же обильно смыть водой, затем смочить пораженное место слабым раствором какой-либо кислоты, например, уксусной, борной и вновь промыть водой.

Кальцинированная сода (Na₂CO₃) является натриевой средней солью угольной кислоты, представляет собой мелкокристаллический порошок белого цвета с удельным весом 2,5 г/см³. Легко растворяется в воде. Во влажной атмосфере поглощает влагу и слеживается. Поставляется в бумажных мешках. Употребляется для обработки промывочных жидкостей, как в сухом виде, так и в виде водных растворов различной концентрации.

Основное назначение кальцинированной соды – применение для приготовления глинистых растворов из кальциевых глин с целью перевода их в натриевые, а также в качестве химического диспергатора глин. Кроме того, ее применяют для связывания и удаления из рабочей промывочной жидкости агрессивных ионов кальция и магния, попадающих в раствор вместе с пластовыми водами или с частицами разбуриваемой породы и увеличивающих вязкость и водоотдачу. Хороший эффект дает введение кальцинированной соды в растворы, ранее обработанные УЩР, качество которых ухудшилось. В этом случае небольшие добавки соды способствуют снижению вязкости и водоотдачи. Кальцинированная сода применяется для сохранения свойств глинистых растворов при разбуривании цементного камня. Иногда ее применяют в качестве заменителя щелочи при приготовлении УЩР, водорослевого реагента, нитролигнина, ПФЛХ.

Кальцинированная сода является понизителем твердости и диспергатором горных пород, поэтому она используется для получения и улучшения качества естественных глинистых и шламовых растворов. Связывает ионы кальция, поэтому применять ее при известковой гипсовой или хлоркальциевой обработке не допускается. Объем добавки кальцинированной соды определяется экспериментально и зависит от содержания солей кальция или магния в глинистом растворе.

Реагенты-ингибиторы. К реагентам-ингибиторам, которые добавляются к промывочной жидкости с целью ингибирования твердой фазы и придания растворам крепящего действия по отношению к стенкам скважины, сложенным глинистыми породами, относятся реагенты-кальцийносители (известь, гипс, хлористый кальций), а также жидкое стекло и метасиликат натрия.

Гашеная известь (Са(ОН)₂) получается путем обжига известняков с последующим гашением водой. Основное назначение извести – это приготовление известковых промывочных жидкостей, которые отличаются важными преимуществами перед обычными глинистыми растворами. Добавку извести к обрабатываемому раствору производят в виде водной суспензии ("известкового молока"). Растворимость извести в воде незначительная и понижается с повышением температуры, а также при добавлении щелочи.

Известь применяют также для повышения рН хлоркальциевых и гипсовых растворов. При вводе извести в рабочую промывочную жидкость происходит временное загущение, что используется при борьбе с поглощениями. После тщательного перемешивания загущение раствора может исчезать. На воздухе известь активно взаимодействует с углекислым газом, образуя карбонат кальция. Поэтому при длительном хранении на воздухе или в растворе активность извести резко снижается. В качестве источника извести при проведении известковой обработки можно применять тампонажный цемент. Содержание извести в цементе составляет в среднем около 70 %.

Гипс (СаSO₄∙2H₂O) является природным минералом и добывается из естественных залежей. В воде труднорастворим и при температуре 55-60 С выпадает из раствора. Гипс применяется в бурении для приготовления высококальциевых ингибированных промывочных суспензий – гипсовых растворов, отличающихся рядом положительных качеств, особенно при разбуривании неустойчивых глинистых пород. Для приготовления гипсовых растворов можно использовать также алебастр – Ca(OH)₂∙0,5H₂О, который является производной гипса и получается путем нагревания гипса до 150 С. При первичной обработке обычно вводится до 1,0 % гипса, при последующих – 0,1-0,2 %.

Хлористый кальций (СаCl₂) является продуктом отхода при производстве кальцинированной соды аммиачным способом. По внешнему виду это сухой продукт в виде порошка, гранул или кристаллов белого цвета. Выпускается также в жидком виде 29 %-ной концентрации с удельным весом 1,26-1,28 г/см³. Хранение сухого хлористого кальция должно осуществляться только в закрытой таре, так как продукт является весьма гигроскопичным. Растворимость в воде высокая и повышается с увеличением температуры.

Хлористый кальций применяют для приготовления хлоркальциевых промывочных жидкостей с высоким содержанием ионов Са⁺⁺, в связи с чем подобные промывочные системы относятся к классу ингибированных. Естественным путем хлористый кальций может попасть в глинистые растворы вместе с пластовыми водами и при разбуривании соляных толщ.

Жидкое стекло (силикат натрия или калия) является коллоидным водным раствором силиката натрия или калия (Na₂O∙nSiO₂ или K₂O∙nSiO₂). Удельный вес жидкого стекла колеблется в пределах 1,40-1,50 г/см³. По внешнему виду это высоковязкая жидкость желтовато-серого или голубоватого цвета. Поступает в металлических бочках объемом 100-200 л. При хранении на воздухе реагент твердеет, образуя нерастворимую в воде массу, поэтому хранить его следует в плотно закрытой таре. Жидкое стекло характеризуется модулем, который представляет собой отношение SiO₂/Na₂O. В бурении применяется жидкое стекло с модулем 2,4-3,0. Реакция раствора жидкого стекла щелочная.

Жидкое стекло применяется, главным образом, для создания специальных, так называемых силикатных или малосиликатных промывочных жидкостей, предназначенных для бурения в обваливающихся породах и в условиях высокой минерализации. Фильтрат бурового раствора, содержащий жидкое стекло, оказывает крепящее действие на глинистые породы, возрастающее с увеличением концентрации жидкого стекла.

Небольшие добавки (2-5 %) силиката натрия повышают термостойкость глинистых растворов, стабилизированных КМЦ, до 180-190 С. В этом случае силикат натрия выступает в роли ингибитора термоокислительной деструкции (разложения) KMЦ.

Незначительные добавки (от сотых долей, иногда до 0,3-0,5 %) жидкого стекла снижают вязкость и статическое напряжение сдвига, оказывает общее улучшающее действие на промывочные жидкости. Добавки жидкого стекла свыше 1-2 % к обычным глинистым растворам приводят к созданию структуры, вызванной коагуляцией. Это свойство жидкого стекла используется для получения высоковязких глинистых растворов и паст при борьбе с поглощениями и т.д.

Смазочные добавки. Смазочные добавки предназначены для улучшения смазочной способности буровых растворов. Введение в раствор смазочных добавок повышает работоспособность шарошечных и алмазных долот, уменьшает износ деталей турбобуров и буровых насосов и увеличивает их межремонтный период, уменьшает липкость глинистой корки и служит хорошим профилактическим средством, предотвращающим прихваты, затяжки и посадки бурового инструмента, снижает гидравлические потери при циркуляции. Применение смазочных добавок рекомендуется при бурении на водных, обычных или утяжеленных растворах. Они совместимы практически со всеми известными реагентами буровых промывочных жидкостей.

В качестве смазочных и профилактических добавок широкое применение нашли нефть, графит и сульфонол. В качестве эффективных смазочных добавок, обладающих способностью комбинированного действия, применяются различные технические продукты:

 синтетические жирные кислоты и кубовые остатки, получаемые в результате дистилляции жирных кислот;

 соапостоки – отходы рафинирования растительных масел;

 отходы нефтеперерабатывающего, мыловаренного и жирового производства;

 добавки СГ (смесь гудронов) и СМАД-1.

Добавка нефти в глинистый раствор способствует уменьшению механической прочности корки, благодаря чему предотвращаются затяжки и прихваты инструмента в результате отложения толстых корок на стенках скважин и сальникообразования, а также обеспечиваются другие преимущества, характерные для применения смазочных добавок.

При добавке нефти улучшаются условия проходки скважин в результате образования эмульсионного промывочного раствора. Особенно эффективна добавка нефти при разбуривании вязких и пластичных пород. Образование устойчивой эмульсии при добавке нефти происходит в том случае, если глинистый раствор обработан химреагентами. Добавка нефти в необработанный раствор должна предшествовать химической обработке. Обработка нефтью глинистых растворов должна производиться в следующем порядке:

1. При первичной обработке в раствор добавляется 10-15 % нефти. Нефть добавляется равномерно во время бурения со скоростью, соответствующей не менее двум-трем циклам циркуляции раствора.

2. Повторные добавки нефти производятся во время бурения со скоростью не более 0,2-0,3 м³/ч, систематически, не реже одного раза в два-три долбления, с тем, чтобы в растворе было постоянное содержание нефти 6-10 %.

Содержание нефти в растворе контролируется каждое долбление. Для хранения нефти и добавки ее в раствор на буровой следует иметь специальную емкость с регулируемой задвижкой (краном) на спускном трубопроводе. Добавка нефти вызывает уменьшение удельного веса раствора, поэтому при использовании утяжеленных растворов вместо нефти целесообразнее применять другие смазочные добавки (например, графит).

Графит (серебристый или литейный) представляет собой черный или серебристо-черный порошок с удельным весом 1,5 г/см³. Поставляется в бумажных мешках по 30-35 кг. Графит обладает способностью уменьшать коэффициент трения и прилипать к твердым поверхностям. При добавке к глинистым растворам придает им все основные положительные, характерные для смазочных добавок, качества. Оптимальное количество графита, которое необходимо добавлять в глинистый раствор, не превышает 1-1,2 % массового содержания раствора.

Уточнение количества графита для обработки глинистого раствора производится в лаборатории. В качестве критерия может служить уменьшение вязкости глинистого раствора. Количество графита, вызывающее максимальное снижение вязкости, принимается за оптимальное. Графит совместим со всеми химическими реагентами и добавками для буровых растворов.

Обработка глинистого раствора графитом может производиться двумя способами: добавкой графита непосредственно в раствор через желоба или фрезерно-метательную мельницу (ФММ); графитовым раствором.

Для приготовления графитового раствора в глиномешалку, наполовину заполненную глинистым раствором, загружается 30-50 кг сухого УЩР и расчетное количество графита. После перемешивания в течение 20-30 мин. приготовленный реагент равномерной струей в течение одного цикла подается в циркулирующий раствор. Добавка графита не снижает удельного веса, поэтому графит следует предпочесть другим смазочным добавкам при обработке утяжеленных глинистых растворов или во всех случаях, когда облегчение промывочного раствора нежелательно. Добавка графита наиболее эффективна при совместном применении с нефтью.

Сульфонол относится к высокоактивным смачивателям (поверхностно-активным веществам) ароматического ряда. По внешнему виду представляет порошок белого цвета, хорошо растворимый в воде. Может поставляться также в виде пасты или водного раствора 50 %-ной концентрации. Расход сульфонола, обеспечивающий снижение напряжения сдвига глинистой корки (снижение липкости корки), составляет 0,1-0,05 %,. Применяется для обработки в виде водных растворов 1-5 %-ной концентрации.

Смазочная добавка СМАД-1 представляет собой смесь окисленного петролатума с дизельным топливом в соотношении 1 : 1; температура застывания 0 С. СМАД-1, обладая способностью комбинированного действия, значительно отодвигает начало усталостного износа (питтинга) при трении качения, понижает абразивный износ и коэффициент трения при скольжении в условиях высоких давлений. Оптимальная концентрация СМАД-1 в растворах составляет 1-4 % по весу, расход на метр проходки 5-25 кг в зависимости от степени утяжеления. Добавка эффективна при рН раствора 7-10. Более высокая щелочность недопустима.

Попадание в раствор агрессивных кальциевых вод приводит к высаживанию добавки в виде кальциевых мыл, которое предотвращается обработкой кальцинированной содой до полного осаждения кальция. По указанной причине применение СМАД-1 в известковых и хлоркальциевых растворах малоэффективно.

СМАД-1 способствует снижению водоотдачи глинистого раствора при высоком содержании глины. Возможно некоторое его загустевание, легко устранимое обычными методами. Применение CMAД-I исключает необходимость добавок нефти или графита. При бурении на воде СМАД-1 добавляется в смеси с глиной или глинопорошком в соотношении 1 : 1. Применения СМАД-1 обеспечивает увеличение проходок на долото до 28-35 %, а в турбинном бурении также и повышение скорости бурения на 20-25 %.

Недостаток СМАД-1 – высокая температура застывания, что затрудняет ее транспортировку и использование в зимних условиях.

Смесь гудронов СГ представляет собой гудрон или смесь гудронов, получаемых при перегонке (дистилляции) жирных кислот растительного или животного происхождения; температура застывания 0 С. Является высокоэффективной смазочной добавкой при бурении на воде и на обычных и утяжеленных глинистых растворах. Применение СГ исключает необходимость в использовании нефти, графита или других смазочных добавок.

Оптимальная концентрация СГ в промывочной жидкости составляет 1-2 % по весу от объема циркулирующего в скважине раствора. Расход добавки на 1 м проходки в зависимости от диаметра долота и состава бурового раствора составляет от 7 до 25 кг. Применение СГ обеспечивает увеличение проходки на шарошечное долото на 70,9 % при увеличении механической скорости на 32,3 %.

Поверхностно-активные вещества (ПАВ). Представляют собой вещества, способные снижать поверхностное натяжение на жидкой или твердой поверхности раздела вследствие положительной адсорбции на этой поверхности. Даже очень малые добавки ПАВ могут резко изменять условия молекулярного взаимодействия на поверхности раздела, скорости разовых превращений и переход веществ из одной фазы в другую.

Большинство описанных выше химических реагентов также является в той или иной мере поверхностно-активными веществами. Их основное назначение – регулирование фильтрационных, вязкостных и реологических показателей буровых растворов. В ряде случаев (вскрытие продуктивного пласта, вытеснение нефти водой и т.д.) необходимо поменять вещества с сильно выраженными поверхностно-активными свойствами.

Из всего количества ПАВ (известно более 200 типов ПАВ, отличающихся химическим строением) только 20-30 веществ вырабатываются в промышленных масштабах, большинство же изготавливается для специальных целей в небольших количествах. По своему составу и химическим свойствам ПАВ делятся на два класса: неионогенные и ионогенные. Ионогенные в свою очередь делятся на две группы: анионактивные и катионактивные.

Большинство неионогенных ПАВ хорошо растворимы в пресных и пластовых водах. Полностью растворимы в пресных и пластовых водах ПАВ: УФЕ₈, ОП-7, ОП-10, ОП-20, ОП-45, КАУФЭ₁₄, этамид НГ/60, сульфамид ОЭ-10, КС-59. Эти вещества могут применяться для увеличения нефтеотдачи пласта. Такие ПАВ, как ОС-20, ОКО, ОТК, Э₆, оксамид СТ-15, ксилиталь С-15, частично растворимы, а ОП-4, стеарокс-6 нерастворимы в пластовой воде.

Анионактивные ПАВ образуют в водных растворах при ионизации поверхностно-активные анионы. К таким ПАВ относятся: моющие средства "новость" и "прогресс", сульфонат, CHС, сульфонол НП-1, азолят-А, азолят-Б, ДС-РАС (детергент советский), контакт Петрова и НЧК. Эти ПАВ полностью растворяются в пресной воде, практически нерастворимы в керосине (нефтепродуктах) и дают хлопьевидные осадки в пластовой воде и в смеси с водой.

Kaтиoнaктивныe ПАВ образуют в водных растворах при ионизации поверхностно-активные катионы. К таким ПАВ относятся: катамин-А, катапин-А, выравниватель-А, карбозалин-С, арквады S, T, 2S, амин С, амин С₁, aмин C₂. Катионактивные ПАВ – эффективные ингибиторы коррозии нефтепромыслового и заводского оборудования, замедляют действие соляной кислоты при кислотных обработках и т.д.

При бурении ПАВ применяют в основном для следующих целей:

1. Уменьшение вредного влияния фильтратов буровых растворов на проницаемость призабойной зоны продуктивных пластов. При этом во всех случаях требуется индивидуальный подход, как в выборе типа ПАВ, так и оптимальной его концентрации, с тем, чтобы добавка ПАВ, не ухудшая свойств буровых растворов, положительно влияла на нефтеотдачу пласта.

В процессе бурения концентрация ПАВ в буровом растворе уменьшается вследствие адсорбции на частицах твердой фазы раствора и пластов, фильтрации и других процессов. Контроль зa концентрацией ПАВ обеспечивается измерением поверхностного натяжения фильтрата на границе с воздухом или керосином.

2. Понижение твердости горных пород. В качестве понизителей твердости могут быть рекомендованы неионогенные ПАВ: ОП-10, УФЭ₈, КАУФЭ₁₄ и др.

3. Повышение смазочных свойств буровых растворов.

4. Повышение термостойкости буровых растворов. Предотвращение загустевания глинистых растворов, обработанных гипаном или КМЦ, при высокой (до 150-160 С) температуре способствуют добавки ОФ-30 (оксиэтилированных фенолов).

Для растворов, обработанных КМЦ, повышение термостойкости до 180-190 С достигается добавкой фенолов эстонских сланцев (ФЭC). Оптимальные добавки ФЭС определяются в лаборатории и колеблются от 0,01 % для слaбoминepaлизoвaнныx и до 2 % для сильноминерализованных. ФЭС – недефицитны и недороги, так как являются многотоннажным отходом сланцеперерабатывающей промышленности. В воде ФЭС не растворяются, но полностью растворяются в водно-щелочных растворах. Кроме замедления термоокислительной деструкции КМЦ, ФЭС снижают вязкость глинистых растворов, как при низких, так и при высоких температурах и являются эффективными ингибиторами коррозии стальных и легкосплавных бурильных труб даже при высокой минерализации среды.

5. Эмульгирование нефти в буровых растворах. Лучший эффект эмульгирования обеспечивают неионогенные ПАВ.

6. Аэрирование буровых растворов. Бурение с продувкой воздухом или газом обычно ограничено районами, где выше продуктивного пласта нет отложений с большим притоком воды.

При небольших притоках воды ПАВ применяется в качестве вспенивателей или туманообразователей, для полного выноса на поверхность воды и предотвращения сальникообразования, а также в качестве ингибиторов коррозии. ПАВ и в этом случае должны быть устойчивы к действию минерализованных пластовых вод. Водный раствор ПАВ закачивается в скважину дозировочным насосом. Выбор типа ПАВ и его оптимальной концентрации определяется опытным путем с учетом конкретных условия бурения.

Применение ПАВ предотвращает образование шламовых пробок, уменьшает осложнения и способствует значительному увеличению интервала бурения с продувкой воздухом.

7. Добавка ПАВ эффективна при применении нефтяных ванн для ликвидации прихватов бурового инструмента.

Функции ПАВ не ограничиваются рассмотренными выше.

Пеногасители. Способностью вызывать пенообразование в промывочных жидкостях, кроме сильных поверхностно-активных веществ, обладают многие слабые поверхностно-активные реагенты: ССБ, ПФЛХ, танины и др. Буровые растворы с пенообразующими добавками не поддаются естественной дегазации. Механические способы дегазации недостаточно эффективны. После выхода промывочной жидкости из дегазатора в ней вновь образуется пена.

Наиболее эффективным является физико-химический способ дегазации. Выбор реагента-пеногасителя и его концентрация определяются опытным путем в зависимости от свойств промывочной жидкости и реагента-пенообразователя. В практике бурения применяется широкий ассортимент пеногасителей.

РС и ПЭС  Эффективные пеногасители хлоркальциевых и других минерализованных промывочных жидкостей, стабилизированных ССБ и ее производными, танином и другими реагентами.

PC представляет собой 10 %-ную суспензию резины, а ПЭС  полиэтилена в соляровом масле или керосине. Пеногасители готовятся путем растворения 100 кг резиновой крошки или крошки полиэтилена в 1 м³ дизельного топлива или керосина.

Активность пеногасителя на основе резиновой крошки обусловлена видом (составом) резины. Добавка 0,1-0,2 % PC (в пересчете на резину) обеспечивает почти полную дегазацию глинистых растворов, обработанных 2 % КССБ-1. Если в растворе присутствует 0,5-1 % хлористого кальция, оптимальная концентрация PC увеличивается в два раза и более. Несколько выше эффективность пеногасителя из полиэтилена (ПЭС). При дегазации раствора расход его примерно в 1,5 раза ниже, чем расход PC. Пеногасители PC и ПЭС эффективно предотвращают пенообразование в жидкостях, обработанных не только ССБ и ее производными, но и другими ПАВ. Настой суспензий в течение 24 ч и более при приготовлении пеногасителей увеличивает эффективность его применения. Универсальность и невысокая стоимость этих пеногасителей делает их наиболее перспективными.

Соапсток представляет собой пастообразное маслянистое вещество – отход рафинирования растительных масел. Выпускается трех видов: хлопковый, подсолнечный и касторовый. Хлопковый соапсток в отличие от других является достаточно ферментативно устойчивым. Хлопковый соапсток применяется в виде 10 %-ного водного раствора, приготавливаемого путем смешения соапстока с водой без подогрева. Расход хлопкового соапстока при обработке глинистых растворов составляет 0,3-0,5 % от объема ССБ или КССБ. Добавки его эффективно гасят пену в пресных и минерализованных промывочных жидкостях, содержащих реагенты-вспениватели. Лучший эффект пеногашения соапстоком достигается при одновременном вводе его и реагента-вспенивателя в циркулирующую промывочную жидкость.

Наполнители. Инертные закупоривающие материалы, добавляемые к промывочным жидкостям, предназначаются для предупреждения или снижения интенсивности поглощения промывочной жидкости при бурении в пористых и трещиноватых породах. В качестве наполнителей применяются: целлофан, кожа – "горох", кордное волокно, слюда-чешуйка, керамзит, резиновая крошка, подсолнечная лузга, древесные опилки и др.

В качестве наполнителей используются измельченные отходы целлофана, размер частиц от 0,25 до 12 мм.

Кожа-"горох" – отходы кожевенных заводов. "Горох" должен проходить через сито с размерами ячеек 10  10 мм и 8  8 мм.

Кордное волокно – крученые нити из хлопчатобумажного или искусственного волокна с мелкоизмельченной резиной. Длина кордной нити от 3 до 20 мм, содержание частиц дробленой резины размером от 2 до 7 мм не более 45 %.

Слюда-чешуйка – продукт слюдяных фабрик, представляет собой пластинки произвольной формы, получаемые при дроблении отходов. Слюда-чешуйка имеет размеры: остаток на сите с размерами ячеек 7  7 мм не менее 60 %, при этом размер остатка на сите не более 10-12 мм; остаток на сите 4  4 мм не более 30 %.

Керамзит (керамзитовый гравий) – искусственный пористый наполнитель округлой формы с размером частиц от 0,5 до 25 мм. Получают керамзит вспучиванием легкоплавких глинистых пород.

Резиновая крошка – отходы заводов резино-технических изделий. Размер частиц до 25 мм.

Подсолнечная лузга – отходы маслобойных заводов.

Наполнители вводятся в циркулирующий раствор через глиномешалку до вскрытия зоны поглощения. Раствор с добавками наполнителя может готовиться в отдельной емкости и оттуда подаваться в скважину. Наполнители добавляются в рабочий раствор по весу в процентах от объема циркулирующего раствора. Вязкость исходного раствора перед добавкой наполнителя должна находится в пределах 25-60 с по СПВ-5. Для обеспечения нормальной работы насосов растекаемость раствора с наполнителями должна быть не менее 10-12 см (по конусу АзНИИ), что обеспечивается оптимальным уровнем добавки наполнителя:

Наполнители	Добавки наполнителей,  %*
Целлофан	0,1-1,0/1,0-3,0
Кожа-"горох"	0,1-0,5/0,5-0,7
Кордное волокно	0,1-0,2/0,2-0,5
Слюда-чешуйка	0,1-2,0/2,0-7,0
Керамзит до 5 мм	/0,5-5,0
Резиновая крошка до 8 мм	/0,5-5,0
Подсолнечная лузга	/0,5-5,0
___________________ * В числителе – данные при турбинном бурении, в знаменателе – при роторном.

Если при бурении турбинным способом добавки наполнителя в указанном количестве не предотвращают поглощение, следует, где это возможно, перейти на роторное бурение и увеличить количество вводимого наполнится.

Наполнители могут применяться в смеси друг с другом. При отсутствии положительных результатов от закачки раствора с наполнителем для уменьшения интенсивности поглощения следует приступить к закачке в зону ухода тампонов глинистого раствора (по 10-15 м³) с повышенным содержанием наполнителей или быстросхватывающихся смесей с добавкой наполнителей.

После изоляционных работ глинистый раствор, содержавший наполнители, пропускается через очистные устройства, имеющиеся на буровой.

Соли. При бурении соляных отложений и значительно минерализованных толщ пород применяются искусственно минерализованные (вплоть до полного насыщения) промывочные жидкости. Для повышения минерализации буровых растворов используются различные соли, из которых практическое применение находят хлористый натрий, хлористый калий, хлористый магний, карналлит. Кроме солей, для получения соленых растворов могут применяться высокоминерализованные пластовые воды.

Соленые буровые растворы с различной степенью минерализации могут быть использованы также в качестве незамерзающей промывочной жидкости при бурении в зимних условиях и многолетнемерзлых породах, в последнее время намечается тенденция к применению подобных растворов для вскрытия неустойчивых пород.

Хлористый натрий (поваренная соль, NaCl) добывается из природных залежей каменной соли (галита). Применяется в бурении обычно в виде технической поваренной соли серого или светло-серого цвета. Удельный вес NaCl составляет 2,16 г/cм³. Предельная растворимость NaCl при 25 С – 26,43 % по весу. Содержание NaCl в водных растворах и температура их замерзания приводятся ниже:

Удельный вес раствора, г/см3	Содержание NaCl, г/л	Температура замерзания, оС
1,014	20	1,2
1,028	41	2,5
1,042	62	3,8
1,056	84	5,2
1,071	107	6,7
1,086	130	8,6
1,101	142	10,5
1,117	178	12,7
1,133	201	15,1
1,149	230	17,6
1,165	256	20,2
1,181	284	23,3
1,198	312	26,6

Применяется NaCl, в основном, для насыщения буровых растворов в комбинации с другими реагентами с целью сохранения устойчивости стенок скважин и предупреждения образования каверн при разбуривании соляных толщ и солесодержащих пород. Засоленные NaCl растворы можно применять также для вскрытия неустойчивых глинистых пород.

Растворы, содержащие NaCl, отличаются повышенной морозостойкостью (пониженной температурой замерзания), что придает им ценные качества для бурения в вечномерзлых породах и в зимних условиях. Поваренная соль совместно с ССБ обеспечивает получение промывочных растворов с пониженной водоотдачей и вязкостью, пригодных для бурения в условиях проявлений высокоминерализованных пластовых вод.

NaCl применяется для повышения вязкости и статического напряжения сдвига обычных глинистых растворов, особенно обработанных УЩР. Необходимая добавка соли определяется в лаборатории или на буровой на пробах рабочего раствора.

Хлористый калий (КСl) встречается в природе в виде минерала сильвина. Представляет собой белый порошок с удельным весом 1,99 г/см³. Предельная растворимость в воде при 20 С составляет 34,3 %.

Применяется для насыщения буровых растворов в комбинации с другими солями и реагентами для предупреждения осложнений при разбуривании соляных толщ и пород, в составе которых содержится КCl.

Хлористый магний (MgCl₂) представляет собой белый порошок с удельным весом 2,33 г/см³. Предельная растворимость в воде при 20 С составляет 35,3 %. Применяется для искусственной минерализации буровых растворов при вскрытии солей или неустойчивых глинистых пород.

Карналлит (MgCl₂ ∙ KCl ∙ 6H₂O)  двойная соль хлористого магния, встречается в виде природного минерала карналлита. Порошок карналлита применяется для искусственной минерализации буровых растворов при вскрытии солей и разбуривании неустойчивых глинистых пород.

Кислоты. В процессе бурения и опробования (испытания) скважин появляется необходимость в применении различных кислот, например, для установки кислотных ванн при ликвидации прихватов бурильного инструмента, для увеличения проницаемости призабойной зоны и т.д. Наиболее часто для этих целей применяются соляная, плавиковая и сульфаминовая кислоты.

Соляная кислота (HCl) представляет собой водный раствор хлористого водорода. В бурении применяются несколько видов соляной кислоты, выпускаемых промышленностью.

Концентрация и содержание HCl соответствует удельному весу ее водных растворов. Приближенно процентную концентрацию соляной кислоты можно вычислить по ее удельному весу. Для этого первые две цифры десятичных знаков удельного веса умножают на два. Например, кислота с удельным весом 1,12 г/см³ содержит 12  2 = 24 % НСl, кислота c удельным весом 1,06 г/см³ содержит 6  2 = 12 % НCl и т.д.

Зная концентрации исходной HCl, можно легко определить концентрацию любых ее разбавленных водой растворов или определить количество воды, необходимое для получения HCl заданной концентрации. Концентрация разбавленной водой НСl определяется по формуле

,

где K₁ – концентрация исходной кислоты; K₂ – концентрация разбавленной кислоты; V_к –объем исходной кислоты, л (м³); V_в – объем добавленной воды, л (м³).

Ингибированная соляная кислота содержит в своем составе специальные присадки, понижающие коррозионную активность кислоты по отношению к металлам. Применение ингибированной соляной кислоты значительно понижает коррозионный износ оборудования и труб. Соляная кислота применяется для увеличения проницаемости продуктивных пластов и для установки кислотных ванн при прихватах бурильного инструмента. При обработке призабойных зон скважин для увеличения проницаемости пластов применяется соляно-кислотный раствор с концентрацией 8-15 %.

Сульфаминовая кислота (HSO₃ ∙ NH₂) представляет собой белые негигроскопичные кристаллы без запаха с удельным весом 2,126 г/см³. В 1 м³ воды при 0 С растворяется 146 кг, а при 80 С – 470 кг HSO₃ ∙ NH₂. Техническая сульфаминовая кислота выпускается в виде порошка (концентрация HSO₃ ∙ NH₂ в котором близка к 90 %) и поставляется в мягкой упаковке. Транспортировка ее сравнительно дешева и проста, безопасна, она не требует специальных емкостей для хран ения. В этом отношении сульфаминовая кислота имеет для хранения. В этом отношении сульфаминовая кислота имеет очень важные преимущества при использовании в удаленных разведочных районах.

Сульфаминовая кислота применяется взамен HCl в тех же и несколько больших (до 20 %) концентрациях для обработки (повышения проницаемости) карбонатных коллекторов, при установке кислотных ванн для освобождения прихваченного инструмента. Расход HSO₃∙NH₂ при пересчете на твердое вещество в 2,5 раза выше, чем HCl.

В отличие от солей некоторых других кислот, кальциевые и магниевые соли сульфаминовой кислоты водорастворимы. Отсюда следует, что при применении HSO₃ ∙ NH₂ исключается возможность вторичного выпадения этих солей в осадок, в связи с чем сульфаминовая кислота лучше удовлетворяет требованиям обработки продуктивных карбонатных коллекторов, чем HCl.

Коррозийная активность HSO₃ ∙ NH₂ значительно меньше, чем к HCl и H₂SO₄. Ее применение может значительно снизить коррозийный износ нефтепромыслового и скважинного оборудования при кислотных обработках. Сульфаминовая кислота в виде товарного порошка безопасна в обращении и не вызывает ожогов при попадании на кожу в сухом виде.

Плавиковая (фтористо-водородная) кислота (HF) представляет собой водный раствор газообразного фтористого водорода. Это легкоподвижная бесцветная жидкость с резким запахом без механических примесей, содержание фтористого водорода (HF) 40 % удельный вес 1,128 г/см³. Плавиковая кислота действует разрушающе на металлы, стекло, дерево.

Плавиковая кислота применяется в составе соляной или сульфаминовой кислот при обработке пластов для удаления из них глинистых минералов (получение грязевой кислоты или глинокислоты). Растворяет глину, которой заполнены трещины или каналы пласта, силикатную часть цемента, связывающего зерна породы и глинистый материал, попавший в трещины при вскрытии.

Для получения глино-кислотного раствора обычно к соляно-кислотному раствору добавляют 2-3 % плавиковой кислоты. Для повышения его химической активности иногда процентное содержание плавиковой кислоты в растворе увеличивается до 4-6 %. Плавиковая кислота является сильноядовитым веществом, вследствие чего доставка ее и приготовление глинокислоты на разведочных площадях встречают очень серьезные затруднения. В связи с этим взамен плавиковой кислоты предложено использовать бифторид аммония (NH₄F ∙ HF), который поставляется в виде кристаллической соли, упакованной в двойные мешки из полиэтилена и крафт-бумаги. Это является важным преимуществом бифторида аммония, его легко и безопасно транспортировать, особенно в труднодоступные разведочные районы. Для приготовления глинокислоты в соляно-кислый раствор добавляется 8 % бифторида аммония.
рекомендательный библиографический список
Основной

1. Басарыгин Ю.М. Осложнения и аварии при бурении нефтяных и газовых скважин / Ю.М.Басарыгин, А.И.Булатов, Ю.М.Проселков. М.: Недра, 2000.

2. Булатов А.И. Технология промывки скважин / А.И.Булатов, Ю.М.Просел­ков, В.И.Рябченко. М.: Недра, 1981.

3. Грей Дж.Р. Состав и свойства буровых агентов (промывочных жидкостей) / Дж.Р.Грей, Г.С.Г.Дарли; Пер. с англ. М.: Недра, 1985.

4. Кистер Э.Г. Химическая обработка буровых растворов. М.: Недра, 1972.

5. Резниченко И.Н. Приготовление, обработка и очистка буровых растворов. М.: Недра, 1982.

6. Чубик П.С. Квалиметрия буровых промывочных жидкостей. Томск: Изд.-во НТЛ, 1999.

7. Яковлев А.М. Очистные агенты и оперативное тампонирование скважин / А.М.Яковлев, Н.И.Николаев; Санкт-Петербургский горный ин-т. СПб, 1990.

Дополнительный

1. Буровые промывочные жидкости и тампонажные смеси: Методические указания к лабораторным работам / Сост.: Н.И.Николаев, Е.Ю.Цыгельнюк; Санкт-Петербургский горный ин-т. СПб, 2000.

2. Данюшевский В.С. Справочное руководство по тампонажным материалам / В.С.Данюшевский, Р.М.Алиев, И.Ф.Толстых. М.: Недра, 1987.

3. Ивачев Л.М. Промывочные жидкости и тампонажные смеси. М.: Недра, 1987.

4. Кудряшов Б.Б. Бурение разведочных скважин с применением воздуха / Б.Б.Кудряшов, А.И.Кирсанов. М.: Недра, 1990.

5. Рябченко В.И. Управление свойствами буровых растворов. М.: Недра, 1990.

6. Яковлев А.М. Бурение скважин с пеной на твердые полезные ископаемые / А.М.Яковлев, В.И.Коваленко. Л.: Недра, 1987.

7. Яковлев А.М. Экологизация промывки при бурении скважин / А.М.Яковлев, В.С.Литвиненко, В.И.Коваленко и др.; Санкт-Петербургский горный ин-т. СПб, 1994.

Оглавление
Введение 3

1. Буровые промывочные жидкости как дисперсные системы 6

1.1. Технологические функции промывочных жидкостей 6

1.2. Требования, предъявляемые к промывочным жидкостям 7

1.3. Понятие о промывочных жидкостях как о гомогенных и гетерогенных

дисперсных системах 9

1.4. Классификация промывочных жидкостей 13

2. Промывочные жидкости с водной дисперсионной средой 16

2.1. Безглинистые и малоглинистые промывочные жидкости 16

2.2. Глинистые растворы и их компонентный состав 17

2.3. Разновидности, сравнительная оценка и области применения глинистых

растворов 27

2.4. Меловые и сапропелевые растворы, промывочные жидкости на основе

выбуренных пород 41

3. Очистные агенты на неводной основе 44

3.1. Буровые растворы на нефтяной основе 44

3.2. Пены 46

3.3. Сжатый воздух 48

4. Приготовление, очистка и дегазация буровых растворов 48

4.1. Способы приготовления промывочных жидкостей 48

4.2. Очистка буровых растворов от шлама 52

4.3. Дегазация буровых растворов 54

5. Физико-химические основы регулирования свойств про-

мывочных жидкостей 57

5.1. Методы определения основных параметров промывочных жидкостей 57

5.2. Влияние технологических свойств промывочных жидкостей на про-

цессы бурения и освоения скважин 61

5.3. Классификация основных химических реагентов для обработки буровых

растворов 65

Рекомендательный библиографический список 101



<предыдущая страница