Литература(Книги)

Всё про нефть и газ \Главная \Начало \Литература \Подразделы \Книги
\Практическое руководство по технологии бурения скважин на жидкие и газообразные полезные ископаемые: Справочное пособие

	7. ОЧИСТНЫЕ АГЕНТЫ
	Эффективность бурения скважин во многом определяется составом очистного агента, а также схемой и режимом промывки скважины. В качестве очистного агента могут быть использованы промывочные жидкости, газообразные агенты (воздух, газы) и их смеси (аэрозоли, аэрированные жидкости и пены). Рациональные условия применения различных видов очистных агентов зависят от их состава, технологических свойств, а также опре­деляются свойствами перебуриваемых горных пород, величиной пла­стового давления флюидов, минерализацией вмещающих горных по­род и другими факторами. Очистные агенты предназначены для выполнения следующих ос­новных функций в процессе бурения: 1) очистки забоя от частиц выбуренной породы и выноса их на по­верхность потоком очистного агента; 2) охлаждение породоразрушающего инструмента. В зависимости от состава очистные агенты могут выполнять до­полнительные функции: сохранять и повышать устойчивость стенок скважины; удерживать при прекращении циркуляции частицы выбуренных пород и утяжелителя во взвешенном состоянии; способствовать разрушению горных пород на забое скважины; гасить вибрации и снижать трение бурового инструмента о стенки скважины; предотвращать поступление воды, газов в ствол скважины; обеспечивать перенос энергии насоса или компрессора к забойному двигателю — гидроударнику, пневмоударнику. Кроме того, очистные агенты должны удовлетворять определен­ным требованиям в процессе бурения: приготавливаться из недорогих и недефицитных материалов, быть нетоксичными и не загрязнять окружающую среду; легко обрабатываться химическими реагентами и менять свои свойства в широком диапазоне; быть устойчивыми к действию минерализованных сред, снижать коррозию и абразивный износ инструмента и бурильной колонны;
	112

	обладать тиксотропными свойствами, надежно закупоривать поры и трещины в слабонапорных горизонтах, а при вскрытии продуктив­ных горизонтов не ухудшать их коллекторских свойств. Практически невозможно подобрать очистной агент, который бы удовлетворял всем перечисленным требованиям. В зависимости от геолого-технических условий подбирается какой-то один вид очистно­го агента, а его технологические свойства регулируются посредством химических реагентов с учетом определенных практических требова­ний.
	7.1. КЛАССИФИКАЦИЯ ОЧИСТНЫХ АГЕНТОВ Очистные агенты представляют собой дисперсные системы, которые состоят из дисперсной или твердой фазы и дисперсионной среды, представленной жидкой или газообразной фазами. Существует множество классификаций очистных агентов по тем или иным признакам. Наиболее целесообразно определять их класси­фикацию по следующим признакам [2]. 1. По виду дисперсионной среды: с водной дисперсионной средой (на водной основе); с углеводородной дисперсионной средой (на углеводородной осно­ве); газообразные агенты. 2. По виду дисперсной фазы: с твердой фазой (дисперсии, суспензии); с жидкой фазой (эмульсии); с газообразной (аэрированные растворы, пены); с конденсированной фазой; комбинированные. 3. По составу дисперсной фазы или солей: глинистые растворы (суспензии); силикатно-гуминовые растворы; меловые растворы; алюминатные растворы; гипсовые растворы; хлоркальциевые растворы; хлоркалиевые растворы и др. 4. В зависимости от обработки: обработанные химическими реагентами; необработанные. 5. По условиям применения: для нормальных геологических условий; для осложненных условий. 113

	6. По способу приготовления: естественные — из разбуриваемых горных пород; искусственно приготовленные. 7. По степени минерализации NaCl: пресные и слабоминерализованные до 0,5 % NaCl; средней минерализации 1-3,5 % NaCl; высокоминерализованные до 10 % NaCl. 7.2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ПАРАМЕТРЫ ПРОМЫВОЧНЫХ ЖИДКОСТЕЙ Бурение скважин ведется в разных геолого-технических условиях и для успешной их проходки применяются разнообразные по составу и качеству промывочные жидкости. Для контроля качества промывоч­ных жидкостей применяется целый ряд технологических параметров. Для каждого технологического интервала (пласта, горизонта, сви­ты) должны быть выбраны и обоснованы (регламентированные) свой­ства (параметры) промывочной жидкости: плотность р, г/см3; показатель фильтрации за 30 мин Ф3о, см3; толщина фильтрационной корки t, мм; пластическая вязкость |д„, Пас; динамическое напряжение сдвига То, Па; эффективная вязкость цэ, Пас; статическое напряжение сдвига за 1 и 10 мин соответственно CHCi и СНСю, Па; условная вязкость Т, с; водородный показатель рН; содержание песка П, %. Плотность — это масса единицы объема. Она выражается в г/см3 или кг/м3. Плотность зависит от содержания и состава твердой фазы. Хотя повышение плотности отрицательно влияет на механическую скорость бурения, в то же время она способствует созданию давления на стенки скважины и предотвращает их обрушение, притоки в сква­жину воды, нефти. С понижением плотности уменьшаются поглоще­ния промывочных жидкостей. Поэтому для ее снижения в промывоч­ную жидкость вводят воздух и получают аэрированный раствор. Плотность промывочной жидкости должна быть такой, чтобы обеспечить компенсацию пластового давления флюидов проявляющих горизонтов и не допустить нарушения целостности стенок скважины в породах, склонных к этому виду осложнений.
	114

	Однако плотность промывочной жидкости должна быть минималь­ной, чтобы не допустить поглощения и не ухудшать технико-экономические показатели бурения. Показатель фильтрации промывочной жидкости Ф3о определяется устойчивостью, проницаемостью горных пород, а также их насыщен­ностью пластовыми водами и флюидами. Снижение показателей реко­мендуется для бурения в неустойчивых, хорошо проницаемых породах и при вскрытии продуктивных залежей. Однако чрезмерное снижение показателя фильтрации может вызвать ухудшение технико-экономических показателей бурения скважины из-за нарушения ба­ланса гидростатического и пластового (призабойного) давления в скважине. Проникающий фильтрат в забой способствует компенса­ции давления вокруг сколотой частицы, что приводит к улучшению условий очистки забоя от выбуренных частиц шлама и повышает буримость горной породы. Во всех случаях необходимо стремиться к уменьшению толщины глинистой корки. Следует отметить, что при бурении в неустойчивых и проницаемых горных породах значение показателя фильтрации должно быть не бо­лее 3-6 см за 30 мин. Вязкость раствора должна быть достаточной для обеспечения вы­носа частиц выбуренной породы из скважины, предотвращения, сни­жения или прекращения поглощений промывочной жидкости в сква­жине. Однако чрезмерная вязкость повышает гидравлические сопро­тивления в циркуляционной системе скважины и ухудшает условия очистки промывочной системы. Величина условной вязкости Г должна составлять 25—30 с. Исходя из опыта бурения скважин, значение пластической вязкости не должно превышать 0,006 Пас при плотности растворов до 1,4 г/см3 и 0,01 при плотности свыше 1,4 г/см3. Выносная способность промывочной жидкости определяется в ос­новном двумя показателями: скоростью восходящего потока и дина­мическим напряжением сдвига. Из опыта бурения известно, что хоро­шие условия выноса частиц шлама на поверхность при ламинарном режиме течения промывочной жидкости и удержание частиц утяжели­теля наблюдаются при То = 1,5-ь2,0 Па. Статическое напряжение сдвига 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 115

	восстановлении циркуляции и ухудшает условия очистки от частиц выбуренной породы и дегазации очистного агента. Хорошая удерживающая способность промывочной жидкости дос­тигается при CHCi > 1,25 Па и СНСю < 60 Па при коэффициенте тик-сотропности Кт = 9ю/01 < 3. Значение водородного показателя рН определяется типом промы­вочной жидкости, видом химического реагента, используемого для регулирования параметров бурового раствора, и характером и интен­сивностью взаимодействия фильтрата промывочной жидкости с поро­дами и флюидами продуктивных пластов и неустойчивыми породами в стенках скважины. При рекомендации значения рН необходимо учи­тывать возможность изменения интенсивности коррозии бурового оборудования и инструмента. При этом требования к щелочности про­мывочной жидкости противоположны для работы бурильных труб, изготовленных из стали и легкосплавных материалов. Лучшие тиксотропные свойства раствора наблюдаются при рН = 8-Н0, минимальная стабильность — при рН = 2,7-ь4,0, наиболее высокая стабильность — при рН = 10,5-Н 1,5, минимальная вязкость — при рН = 8,5, минимальная коррозия стальных бурильных труб — при рН > 7,0, а минимальная коррозия бурильных труб из алюминиевых сплавов — при рН < 10. Исходя из этого, оптимальным значением следует считать рН= 8,0^-8,5.
	7.3. МАТЕРИАЛЫ И РЕАГЕНТЫ ДЛЯ ПРИГОТОВЛЕНИЯ ПРОМЫВОЧНЫХ ЖИДКОСТЕЙ ГЛИНА Глина — основной компонент для приготовления промывочных жидко­стей. Отличительная способность глины состоит в том, что, адсорбируя воду, она превращается в вязкий, пластичный материал, который легко распускается в воде и образует стабильные суспензии. В состав глин входят осадочные полудисперсные породы, а также водорастворимые соли и органические вещества. По химическому со­ставу глины относятся к водным алюмосиликатам. Наиболее распро­страненные глинообразующие материалы — монтмориллонит, гидро­слюда, каолинит и палыгорскит. Физико-химические характеристики глинистых минералов пред­ставлены в табл. 7.1.
	116

	Таблица 7.1
	Глины Плотность, г/см3 Обменная емкость, мг-экв/100г Удельная поверхность, MVr Выход рас­твора, mVt Бентонитовые Иллитовые (гидрослю­дистые) Каолинитовые Палыгорскитовые 2,5-2,73 2,48-2,7 2,47-2,68 2,5-2,7 60-150 10-40 3-15 20-30 800 80 10 800 10-18 2-4 1,5-2 4-6
	ДИСПЕРСИОННАЯ СРЕДА ПРОМЫВОЧНЫХ ЖИДКОСТЕЙ В качестве дисперсионной среды для приготовления очистных агентов используются вода, нефть и сжатый воздух. Наиболее распространенной средой для приготовления промы­вочных жидкостей является вода. Молекула воды обычно дис­социирует на ионы Н+ и ОЕГ. В воде могут присутствовать соли карбонатов и бикарбонатов Са и Mg или других солей этих катионов (CaSO4, CaCl2, MgSO4, MgCl2), которые придают воде жесткость. По величине жесткости воду делят на мягкую (1,5—3,0 ммоль/кг), умеренно жесткую (3—5,5 ммоль/кг), жесткую (5,5—9 ммоль/кг) и очень жесткую (9—10 ммоль/кг). Жесткость воды ухудшает свойства глинистых растворов. В воде могут присутствовать и другие соли, общее содержание ко­торых может колебаться в различных пределах. По содержанию солей воды подразделяются на пресные (<0,1 %), минерализованные (0,1-5 %) и рассолы (>5 %). Качество воды во многом определяет выбор состава глины и хими­ческих реагентов. Пресная вода обеспечивает лучшие качества глини­стых растворов и наибольший его выход. При большом содержании солей (5 %) бентонит теряет свои коллоидные свойства. В данном слу­чае лучше применять палыгорскитовые глины. Для приготовления промывочных жидкостей на углеводородной основе чаще всего используют дизельное топливо. В районах, где затруднено водоснабжение, применяется бурение с ис­пользованием сжатого воздуха или газожидкостных смесей.
	ХИМИЧЕСКИЕ РЕАГЕНТЫ Для приготовления промывочных жидкостей применяются разные по составу глины и вода, поэтому свойства растворов могут быть весьма разнообразными. Кроме того, в процессе бурения под действием солей, присутствую­щих в подземных водах, и частиц выбуренной породы параметры про- 117

	мывочных жидкостей сильно меняются. Для придания раствору опреде­ленных технологических свойств, отвечающих требованиям конкретных геологических условий, промывочные жидкости обрабатывают различ­ными химическими реагентами. Кальцинированная сода — карбонат натрия ЫагСОз — представляет собой белый порошок, хорошо растворимый в воде, плотностью 2,53 г/см3. Перед вводом в промывочную жидкость ее предварительно рас­творяют в воде, но возможен ввод в сухом виде. Назначение: связывание двухвалентных катионов, поступающих в раствор при разбуривании гипса, ангидрита, цемента или с пластовой минерализо­ванной водой; ухудшение свойств глинистых растворов, приготовленных из мест­ных глин невысокого качества; повышение качества глинопорошков из небентонитовых глин, уве­личение выхода глинистого раствора; повышение щелочности глинистого раствора. Каустическая сода — гидроксид натрия NaOH — применяется для обработки почти всех видов промывочных жидкостей на водной осно­ве. Это твердое вещество белого цвета, легко растворимое в воде с выделением тепла, плотностью 2,13 г/см3. Твердый гидроксид погло­щает из воздуха пары воды и СОг. Поставляется в твердом виде в ме­таллических барабанах массой 200 кг или в виде 40-50 % раствора. Назначение: нейтрализация сероводорода; обеспечение растворения органических реагентов; связывание двухвалентных катионов; повышение щелочности растворов. Гидроксид кальция — гашеная известь Са(ОН>2 — широко приме­няется для регулирования свойств глинистых растворов. Назначение: загущение глинистых растворов в области гидрофильной коагуля­ции и повышения структурных свойств растворов; увеличение содержания катионов кальция в фильтрате; повышение щелочности глинистых растворов. Гашеная известь — порошок белого цвета плотностью 2,24 г/см3, слабо растворимый в воде. Вводится в глинистый раствор в виде известкового молочка — на­сыщенного раствора Са(ОН)2, содержащего во взвешенном состоянии нерастворимый гидроксид кальция. Органические реагенты — защитные коллоиды. Их действие на глинистые суспензии связано с тем, что при вводе в глинистый рас­твор молекулы этих реагентов адсорбируются на поверхности глини­стых частиц и предохраняют их от взаимного слипания. Это приводит 118

	к повышению агрегативной устойчивости глинистой суспензии и по­давляет способность глинистого раствора к структурообразованию. Органические реагенты имеют относительно небольшую молеку­лярную массу, разжижают глинистые суспензии за счет значительного снижения интенсивности структурообразования. Старейшие органические реагенты — химические реагенты на осно­ве гуминовых кислот. Сульфит-спиртовая барда (ССБ) - побочный продукт производ­ства целлюлозы из древесины, представляющий собой смесь органи­ческих веществ, в которой преобладают соли лигносульфоновых ки­слот: лигносульфонаты кальция, натрия, алюминия. ССБ хорошо растворима в воде, образует коллоидный раствор. По­ставляется в виде 40-50%-ного водного раствора, реже в виде твердой вароподобной аморфной массы или порошкообразного продукта. Основное назначение ССБ — разжижение кальциевых глинистых растворов, в отличие от натриевых глинистых суспензий, где катионы кальция реагента вызывают коагуляцию таких растворов. Одновре­менно ССБ способствует снижению водоотдачи. ССБ используется совместно с каустической содой (5 массовых частей NaOH на 30 частей ССБ) для разжижения глинистых суспензий в щелочной среде. Конденсированная сульфит-спиртовая барда (КССБ) представ­ляет собой модификацию ССБ при нагревании ее в присутствии фор­малина и серной кислоты. Разновидности КССБ: КССБ-1 — для понижения водоотдачи пресных глинистых ра­створов при температуре до 120 °С, эффективно снижает вязкость кальциевых растворов; КССБ-2 — для понижения водоотдачи глинистых растворов при ми­нерализации до 100 г/л NaCl и температуре до 150 °С; КССБ-4 — для понижения водоотдачи пресных и минерализованных глинистых растворов, в пресных растворах реагент эффективен при температуре до 185-200 °С. Окисленная сульфит-спиртовая барда (ОССБ) - это хромлигно-сульфонат, приготовляемый путем смешивания ССБ с хромпиком Na2Cr2O7-2H2O и выдерживания в течение 14—18 ч. ОССБ способна разжижать глинистые растворы при содержании более 200 мг/л катионов кальция и высокой температуре. Природный водорастворимый полисахарид - крахмал является смесью полисахаридов с общей формулой (СбНюО5)и. Промышленность выпускает для нужд бурения модифицированный крахмал МК-1, который получают путем нагрева крахмальной суспен­зии до 160 °С в присутствии алюмокалиевых квасцов — KA1(SO4)2-12H2O. Реагент МК-1 представляет собой белый порошок. 119

	Основное назначение МК-1 — понижение водоотдачи сильноминерали­зованных глинистых растворов, особенно в присутствии соединений кальция и магния. Карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ) — водорастворимый эфир цел­люлозы. Представляет собой нерастворимый в воде полисахарид [С6Н7О2(ОН)3]„. КМЦ получают из целлюлозы при обработке ее NaOH и монохло-руксусным натрием. Для бурения выпускают три марки технической карбоксиметил-целлюлозы: КМЦ-500, КМЦ-600 и КМЦ-700, требования к которым определяются в соответствии с ГОСТ 605-386-80. КМЦ-500 применя­ют в концентрации до 2,5 % для снижения водоотдачи при насыщении раствора по NaCl и температуре до 145 °С. КМЦ-600 - в концентрации до 2 % для снижения водоотдачи сильноминерализованных растворов и температуре до 160 °С; КМЦ-700 в концентрации до 1,8 % - для сни­жения водоотдачи сильноминерализованных и малоглинистых раство­ров при температуре до 180 °С. Поверхностно-активные вещества (ПАВ), адсорбируясь на по­верхности раздела, понижают поверхностное натяжение на границе раздела фаз жидкость — газ, жидкость — твердое тело. При этом изме­няются физические свойства поверхностей. По химическому составу ПАВ разделяются на неионогенные и ио-ногенные. Неионогенные ПАВ не диссоциируют в воде на ионы, а их взаимо­действие с водой обусловлено наличием гидрофильной группы в мо­лекуле ПАВ. К анионактивным ПАВ относятся мыла, сульфиты спиртов, арома­тические сульфокислоты и др. Из них в бурении находят широкое применение сульфонаты, сульфонолы, азолят А, а также моющие средства "Прогресс", "Новость" и др. Характер действия и эффективность ПАВ зависят от их концентра­ции, свойств растворителя, степени минерализации подземных вод. Поверхностно-активные вещества, понижающие поверхностное на­тяжение на границе раздела жидкость — воздух, относятся к группе пенообразователей и используются для получения аэрированных про­мывочных жидкостей и пен. Для этой цели в ос-
	120

	Таблица 7.2
	Тип бурового раствора	Область применения	Параметры
	Буровые растворы на водной основе Техническая или мор­ская вода (безглини­стый раствор)	В твердых, устойчивых поро­дах карбонатно-песчаного комплекса, гипсах и других отложениях, слабогидрати-рующих в воде при отсут­ствии в разрезе нефтегазово-допроявляющих пластов При бурении с поверхности в сравнительно устойчивых разрезах, сложенных мало­проницаемыми породами Сравнительно устойчивые разрезы при отсутствии на­бухающих и диспергирующих глинистых пород При разбуривании глинистых отложений, гипсов, ан­гидритов и карбонатных по­род Глинистые и аргиллитопо-добные породы при высоких забойных температурах В разрезах, сложенных устой­чивыми низкоколлоидными глинистыми и карбонатными породами          для          пре- дупреждения диспергирова­ния разбуриваемых пород и повышения содержания твер­дой и глинистой фазы в буро­вом растворе	р6р = 1000+1030; Г5оо, Фзо, СНС ирН не регламентируются
	Нестабилизированные глинистые суспензии и суспензии из выбурен­ных пород Гуматные растворы		р6.р = 1050+1240; Г500 = 25+50; Фзо, СНС не регламентируются
			р6.р = 1030+2200; Г500 = 20+60; CHCi = 1,8+6,0; СНСю= 4+10; рН = 9+10; ТС =120+140 р6.р = 1060+2200; Г500 = 18+40; Фзо =5+0; СНС, = 0,6+4,5; СНСю= 1,2+9; рН=8+10; ТС < 130 р6р = 1160+2200; Г500 = 18+40; Фзо =4+0; СНС, = 0,6+4,5; СНС,о= 1,2+9; рН = 9+10; ТС < 180
	Лигносульфонатные растворы
	Хромлигносульфонат-ные растворы
	Полимерные недис-пергирующие раство­ры С небольшим содержа­нием твердой фазы		р6р = 1030+2000; Г500 = 20+60; Фзо=5+8; СНС, = 1,2+6,0; СНС,о = 2,4+9; рН=8+9; ТС < 250
	Безглинистые		р6р= 1020; Фзо =8+10; СНС, = 7;СНС,о=П;                 рН = 9+10
	Ингибирующие раст­воры	Для снижения интенсивности перехода выбуренной породы в глинистый раствор; повы­шение устойчивости стенок скважины. Разбуривание глинистых от­ложений в условиях невысо­ких забойных температур (до 100 °С)	р6р = 1300+1500; Г500 = 35+60; Фзо =3+5; СНС, = 6,0; СНС,о = 9; рН= 10,5+11,5
	Алюминатные
	121

	Продолжение табл. 7.2
	Тип бурового раствора	Область применения		Параметры
	Кальциевые	В глинистых отложениях и аргиллитах для предотвраще­ния перехода выбуренной глины в натриевую форму Разбуривание высококолло­идных глинистых пород и аргиллитов Разбуривание глинистых от­ложений (температурный пре­дел 160 °С) Разбуривание неустойчивых аргиллитоподобных           от- ложений Разбуривание увлажненных отложений при температуре 90 °С Для повышения устойчивости ствола скважины при разбу-ривании осыпающихся пород (мощных отложений гипсов и ангидритов) Для предотвращения увлаж­нения, набухания и диспер­гирования глинистых пород, сохранения свойств растворов стабильными в течение дли­тельного времени		р6.р = 1300+2200; Г5Оо=7О+1ОО; Фзо =2+8; СНС, = 9; СНСю=15; рН= 8,5+9 р6.р = 1080+2200; Г500 = 18+30; Ф30=4+8; СНС, = 0,6+2,4; СНС,о=О,9+3,6;рН= 11+12,5; ТС =100+120 р6.р = 1040+2200; Г500 = 25+40; Ф30=4+8; СНС, = 1,2+6; СНС,о = 3+9; рН= 8,5+9,5 р6.р = 1080+2000; Г500 = 25+40; Ф30=4+8; СНС, = 1,2+6,0; СНСю = 3,6+1,2; рН = 9+9,5; ТС =100 р6р = 1080+2000; Г500 = 25+40; Ф30=4+6; СНС, = 1,2+6,0; рН = 9+9,5; ТС =100 р6р = 1050+2000; Г500 = 20+40; Ф30=4+8; СНС, = 0,5+4,5; СНС,о=2,7+13,5; рН = 8,5+9,5
	Известковые с высоким рН
	Известковые с низким рН Хлоркальциевый
	Алюмокалиевый
	Силикатные
	Гидрофобизирующие			р6р = 1000+1240; Г500 = 25+30; Фзо=5+8; СНС, = 1,2+6; СНСю = 2,4+9; рН = 8+9
	Соленасыщенные растворы Необработанный гли­нистый соленасыщен-
		При разбуривании солных отложений во избежкавернообразований безригенных отложений, а	р6р = 1200+2000; Г500 = 20+40; Фзо - не регламентируется; СНС, = 1,2+3,6; также СНСю = 2,4+7,2; рН = 7,8+8
	Стабилизированный соленасыщенный На основе гидрогеля магния	при высокой забойной темпе­ратуре (до 160 °С) Бурение в солях с пропласт-ками глинистых отложений при температуре 100-220 °С Разбуривание терригенных пород для повышения устой­чивости ствола скважины соленосных пород — би-шофита, карналлита		р6р = 1200+2000; Г500 = 25+60; Фзо =3+5; СНС, = 24+90; СНС,о= 34+135; рН = 7,5+8,5 р6р = 1200+2000; Г500 = 25+60; Фзо =5+5; СНС, = 24+90; СНС,о= 34+135; рН = 7,5+8,5
	122

	Продолжение табл. 7.2
	Тип бурового раствора	Область применения	Параметры
	Тяжелые жидкости (NaCl, СаС12, СаВг2)	При вскрытии продуктивных горизонтов; закачивание и глушение скважин с давле­ниями в продуктивных пла­стах, превышающими гидро­статическое; предотвращение кольматации продуктивного пласта	р6р = 1400+1820; Фзо = 9+15
	Растворы на нефтя­ной основе (РНО) Безводный известково-битумный (ИБР)	Разбуривание легко набу­хающих, склонных к обвалам глинистых пород, соленосных отложений; при вскрытии продуктивных пластов с низ­кими коллекторскими свойст­вами Для вскрытия и освоения продуктивных пластов При бурении скважин с за­бойными температурами Т3 < 70 °С Для бурения скважин с за­бойной температурой до 200 °С Для предотвращения перехо­да выбуренной породы в эмульсию в условиях высокой температуры (до 200 °С) и со­левой агрессии Устойчивые породы, в кото­рых отсутствует вода и нефть При поступлении в скважину воды, нефти или газа свыше допустимых объемов (в слу­чае использования воздуха или газа) В твердых породах (известня­ки, доломиты), многолетне-мерзлых породах; в пористых поглощающих горизонтах; при вскрытии продуктивных пластов; освоение и капи­тальный ремонт скважин	р6.р=980+1020; Г500 = 180+100; Ф30=0; CHCi = 0,3+0,5; СНС,о = 0,4+2,0; ТС = 200+220
	Эмульсионный (ЭИБР) Высококонцентриро­ванный          инвертный эмульсионный (ВИЭР) Термостойкий интерт- но-эмульсионный (ТИЭР) Термостойкая инверт-ная эмульсия на основе порошкообразного эмульгатора ЭК-1 Газообразные агенты Сжатый воздух, при­родный газ, выхлопные газы ДВС Туман (аэрозоль, со­стоящая из газовой среды)		р6.р=1130+1140; Т500 = 90+100; Фзо= 0+0,5; CHCi = 0,2+0,3; СНСю = 0,3+0,5 CHCi = 1,8+8,5; СНС,о = 2,4+11 р6.р=1030+2100; Г500= 150+200; Ф30=3+6; CHCi = 0,3+2,4; СНСю =1,2+4,8
	Пены
	123

	Продолжение табл. 7.2
	Тип бурового раствора		Область применения	Параметры
	АБР	Для прохождения зон погло-
	щений, в которых пластовое давление воды, нефти или газа ниже гидростатического Примечание. Значения рб.р - в кг/м3; Т5оо - в с; СНС - в Па; Ф3о - в см3/30 мин; ТС (темпе­ратурная стабильность) — в °С. новном применяются анионактивные ПАВ. Их оптимальная концен­трация - от 0,1 до 0,5 %. При алмазном бурении широко используют эмульсионные жидкости, обладающие смазочными свойствами. В состав этих жидкостей входят такие ПАВ, как ОП-7, ОП-10, кубовые остатки жирных кислот: госси-половая смола, кожевенная эмульгирующая паста, синтетические жир­ные кислоты. ПАВ применяют для приготовления эмульсолов: СТП-10, ленол 10, ленол 26П, морозол и др. Краткая характеристика наиболее часто используемых буровых растворов приведена в табл. 7.2, а характеристика ПАВ - в табл. 7.3.
	7.4. РАСЧЕТЫ ПРИ ПРИГОТОВЛЕНИИ И РЕГУЛИРОВАНИИ СВОЙСТВ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ1 Количество глины для приготовления бурового раствора зависит от ее качества, которое определяется показателем выход раствора (в м3):
	(7.1)
	где тТ — масса глины, тт = 1000 кг; рг — плотность глины, рг = = 2300-ь2600 кг/м3; рв — плотность воды, рв = 1000 кг/м3; рбр — плотность бурового раствора, кг/м3. Глинопорошки для бурения должны отвечать показателям, при­веденным в табл. 7.4. Применительно к комовым глинам основной показатель, по ко­торому оценивают качество глиноматериала, — это коллоидностъ, ха­рактеризующая количество глины, необходимое для приготовле-
	1 По Р. А. Ганджумяну. 124

	Таблица 7.3 Краткая характеристика ПАВ
	Концентра- Наимено­вание Тип Химический состав Номер ГОСТа (ВТУ) Характеристика по ГОСТ ция активно­го в-ва в то- Вид упа­ковки варном про- дукте, % ОП-7 Неионо- Смесь полиэтиленгликолевых ГОСТ 8433-57 Маслообразная жидкость или 99,5 Стальные генное эфиров моно- и диалкилфенолов, паста от светло-желтого до свет- бочки содержащих в алкильных цепях ло-коричневого цвета, рН 1%- 9—10 атомов С и 6—7 молекул оки- ного водного раствора 6-8. По- си этилена верхностное натяжение 0,5%- ного раствора о = 3,5 Па ОП-10 Тоже То же, содержание окиси этилена Тоже То же, с = 3,7 Па 99,5 Тоже 10-12 молекул ПО-1 Анион-ак- Керосиновый контакт ГОСТ 463- ГОСТ 6948-54 Темно-коричневая жидкость - В цистер- тивное 53 с добавлением костного клея вязкостью 40 с, плотностью р = нах ГОСТ 2087-47, этилового спирта 1,1 г/см3. Кратность пены 2%- ГОСТ 131-52 и едкого натра ного водного раствора не менее 1 П Прогресс Тоже Водный раствор смеси натрие- ВТУ 315-58 i\j Прозрачная жидкость от темно- 20 Стальные вых солей сернокислых эфиров желтого до коричневого цвета, рН бочки, би- вторичных спиртов, содержащих = 8+9 доны 6-10 атомов С Сульфонат Тоже Смесь натриевых солей алкил- ГОСТ 12390-66 Чешуйки от светло-желтого до 89,5 Мешки из сульфокислот, содержащих 12- 18 коричневого цвета. Хорошо рас- крафт-бу- атомов С творим в воде, не выпадает из маги разбавленных растворов: кислот, щелочей, солей, рН 5%-ного раствора 7,7
	125

	ния единицы объема глинистого раствора с условной вязкостью 25—30 с. В табл. 7.4 приводятся показатели, характеризующие качество гли­ны плотностью 2500 кг/м3. Сорт                                                          Высший I           П          Ш         IV
	Выход бурового раствора из 1000 кг гли- 15                12 9           6           <6 нопорошка, м3........................................... Плотность бурового раствора, кг/м3..... 1043            1054 1073 1100 >1100 Примечание. Влажность не более 6—8 %. Масса глины без учета влажности, необходимая для приготовле­ния требуемого количества глинистого раствора (в кг), определяется по формуле
	где F6p - объем бурового раствора. Масса глины без учета влажности, необходимая для приготов­ления 1 м3 бурового раствора (в кг), определяется по формуле (7.2) при F6.p=1m3. Масса глины для приготовления 1 м3 бурового раствора (в кг) с учетом влажности
	Рг(Рб.р-РвЖб.р		(7.3)
	где W — влажность глины, доли единицы, для инженерных расчетов принимается W= 0,05-0,1. Масса воды (в кг), необходимая для приготовления 1 м3 бурового раствора,
	Таблица 7.4
	Объем глины Масса глины, Выход глини- Степень коллоид- для получения требуемой для стого раствора ности глины раствора, кг/м3 1 м3 раствора, м3 приготовления 1 м3 раствора, кг из 1000 кг гли­ны, м3 Высококоллоидная 1040-1060 0,03-0,04 70-100 15-10 Коллоидная 1060-1150 0,04-1,10 100-250 10-4 Среднеколлоидная 1150-1300 0,10-0,20 250-500 4-2 Малоколлоидная 1300-1400 0,20-0,27 500-675 2-1,5 Тяжелая 1400-1500 0,27-0,33 675-825 1,5-1,2
	126

	т =Лм(РгРм).                                         (7.4) Пример 7.1. Определить массу глины (без учета и с учетом влажности W = = 0,1) и воды, которые потребуются для приготовления Fe.p = 1 м3 глинистого раствора плотно­стью р = 1240 кг/ж, если плотность глины рг = 2100 кг/м3. Решение. По формуле (7.2) определяем массу глины для приготовления V&p = 1 м3 глинистого раствора: 2100(1240-1000) тт =------------------------= 458 кг. 2100-1000
	С учетом влажности по формуле (7.3) 2100(1240-1000) (2100 -1000)(1 - 0,1 + 0,1 • 2100 • 10~3)		= 375,2 кг.
	Из выражения (7.4) 1000(2100-1240) m =---------------------- (2100-1000)	■ = 728 кг.
	Концентрация глины (содержание глины) в буровом растворе (в %) с учетом плотности исходных материалов
	К =Рг(Рб.рРв)1(ю
	Пример 7.2. Найти содержание глины (в %) в глинистом растворе, если известно, что его плотность 1260 кг/м3, а плотность глины, из которой приготовлен раствор, рг = 2100 кг/м3. Р е ш е н и е. По формуле (7.5) 2100(1260 -1000) Кт =------------------------100 = 39,4 %. 1260(2100 -1000) Масса глины (в кг), необходимая для внесения в буровой раствор с целью увеличения его концентрации, m = mo *■ т~ г^ ,                                                     (7.6) р 100^
	где Кт - требуемая концентрация раствора. Пример 7.3. Плотность глинистого раствора 20%-ной концентрации р6р = =1180 кг/м3. Какое количество глины требуется внести в глинистый раствор, чтобы увеличить его концентрацию до 30 %, если объем бурового раствора Рб.р = = 1,310"3 м3. Решение. Масса глинистого раствора тор = 11801,310~3 = 1,53 кг. По формуле (7.6) 127

	30-20 тт = 1,53----------= 0,214 кг. 100-30 Плотность приготовленного бурового раствора заданной концен­трации (в кг/м3)
	Необходимый объем глины (в м3)
	у у
	Объем воды (в м3) VS=V6.P-VT.                                                                (7.9) Пример 7.4. Необходимо приготовить Vs.p = 110~3 м3 глинистого раствора для лабо­раторных целей из бентонитовой глины и пресной воды. Определить плотность раствора и необходимое количество каждого компонента, если содержание глины плотностью рг = 2500 кг/м3 в растворе Кт = 15 %. Решение. По формуле (7.7) определяем плотность приготовленного раствора: р6р = 0,15(2500 -1000) + 1000 = 1225 кг/м3. Объем глины по формуле (7.8) з 1225-1000                5 з F =110 ----------------= 15 10 м (или 150 см3), 2500-1000 что составляет тог=1510-5-2500 = 0,375 кг. Объем воды по формуле (7.9) V,= 1-10"3 - 1510"5= 85-10"5 м3. Наиболее низкая плотность бурового раствора обеспечивается при использовании бентонитовых глин (рбр = 1050-^1080 кг/м3). Плотность растворов, приготовляемых из обычных глин, составляет 1150—1250 кг/м3. Для снижения плотности готовят растворы на углеводородной основе или добавляют воду. Объем жидкости, требуемой для сниже­ния плотности раствора рбр до Рб.р, рассчитывают из выражения ™*-Р'*\                               (7.10) Р
	128

	где Vo - начальный объем бурового раствора, м ; р'бр- требуемая плот­ность раствора. Пример 7.5. Требуется снизить платность раствора от рб.р = 1500 кг/м3 до р'б.р = 1300 кг/м3, чтобы предотвратить поглощение. Рассчитать объемы воды и нефти, необхо­димые для снижения плотности бурового раствора, если начальный объем раствора Vo = 80 м3, а плотность нефти р„ = 850 кг/м3. Решение. Из уравнения (7.10) объем воды 80(1500-1300) V = —---------------- = 53,3 м3. (1300-1000) Объем нефти 80(1500-1300) F=--------------------= 35,5 м3. (1300-850) Содержание нефти в буровом растворе К„ = 35,5/(80 + 35,5) = 30,73 %. Еще большее снижение плотности обеспечивается аэрированием раствора — вводом в качестве дисперсной фазы воздуха. Объем бурового раствора для бурения скважины Г6.р=Г1+Г2+Гз + К3Г4,                                          (7.11) где V\ — объем приемных емкостей буровых насосов, V\ = 10f40 м3; Vi — объем циркуляционной желобной системы, V2 = 4-ь7 м3; F3 - требуе­мый объем бурового раствора, необходимый для механического буре­ния, м3, Г3 = и1£1+и2£2+...+и,А,;                                        (7.12) V4 - объем скважины, м3; Къ = 2 - коэффициент запаса; Lu Z2,..., Ln -длины интервалов одного диаметра, м; щ, п2,..., пп - нормы расхода бурового раствора на 1 м проходки, м3, приводятся в табл. 7.5 в зави­симости от вида обсадной колонны, под которую ведется бурение. Расчеты количества химических реагентов, используемых для ре­гулирования свойств глинистых растворов, базируются на том усло­вии, что оптимальным является такое их количество, добавление кото­рого при меньшем расходе и невысокой стойкости дает наиболее эф- Таблица 7.5
	Вид обсадной колонны Норма расхода бурового рас­твора, м3/м Направление Кондуктор Промежуточная Хвостовик (потайная) Эксплуатационная 2,76 2,53 1,0 0,53 0,32
	129

	фективное изменение основных технологических параметров. Опти­мальная рецептура реагента для обработки обычно подбирается опыт­ным путем в лаборатории. Расчет требуемой массы бурого угля и каустической соды для приготовления УЩР следует начинать с определения влажности угля
	(7.13)
	где Ъ и а — масса влажного и просушенного угля, кг. Масса влажного бурого угля (в кг), необходимая для приготовления реагента,
	щ = 1 (ХЖуГущД 1ОО-РГУ),                                          (7.14) где Ку - концентрация сухого бурого угля в 1 м3 реагента по рецепту, %; Рущр - объем приготовляемого реагента, м3. Объем раствора каустической соды (в м3) для приготовления еди­ницы объема реагента по установленной рецептуре м                                                    (7.15)
	где Ккл - концентрация каустической соды в реагенте, %; /икх - коли­чество каустической соды в растворе, кг. Объем воды (в м3), необходимый для приготовления УЩР,
	V — V г в г ущр		(7.16)
	где ру - плотность бурого угля, кг/м , ру = 1200 кг/м . Приготовленный УЩР сливают в глинистый раствор, циркули­рующий через желоба, с таким расчетом, чтобы весь объем, который нужно добавить в скважину, вытек за время, необходимое для совер­шения полного цикла. Скорость (в л/мин), с которой реагент должен вытекать из спускно­го приспособления отстойника, у = ГушрИц,                                                            (7.17) где t4 — время цикла (т.е. время, необходимое для того, чтобы объем раствора совершил полный период циркуляции), мин. Масса (в кг) крахмала /ик и сухой каустической соды /якх для при­готовления крахмального реагента рассчитывается по формулам mK=VKKJl00,                                                       (7.18)
	130

	(7.19) где VK — объем приготовляемого реагента, т.е. объем воды, в которой засыпается крахмал, м3; Кк = 8-НО % - концентрация крахмала в реа­генте; А"кс = 1,Of 1,4 % — концентрация сухой каустической соды на рассчитанное количество крахмала (в сильноминерализованных водах Пример 7.6. Какое количество бурого угля (Wy=12 %), каустической соды (токс = 40 %) и воды надо взять, чтобы приготовить Кущр = 20 м3 реагента УЩР. Решение. По условию примера для приготовления единицы объема реагента данного состава требуется по массе Ку = 13 % бурого угля и Ккс = 3 % каустической соды. По формуле (7.14) 100-13-20 то =---------------= 295 кг. У 100-12 По формуле (7.15) 3-20 40 По формуле (7.16) Г 295         ^ F = 20 - ------+ 1,5 = 18,25 м3. ^1200 J Пример 7.7. Определить массу крахмала и сухой каустической соды для приготов­ления реагента объемом VK = 8,5 м^ с концентрацией крахмала Кк = 9 % и соды Ккс =1,2 % (от массы крахмала). Решение. По формуле (7.18) то, = 8500-9/100 = 765 кг. По формуле (7.19) Ток.с = 765-1,2/100 = 9,2 кг. Объем раствора ССБ, необходимого для приготовления реагента ССБ, рассчитывают по формуле ^с.в>                                                   С7-20) где КСсб — содержание сухого вещества ССБ в реагенте по рецепту, %; Рссб — объем реагента, который следует приготовить, м3; Ксв — содер­жание сухого вещества ССБ в растворе ССБ, % (обычно Кс.в = 30-50 Пример 7.8. Для понижения вязкости глинистого раствора применяется реагент ССБ-30-4. Производится обработка 40 м3 раствора объемом 4 % от объема циркулирую-
	131

	щего раствора. Требуется определить необходимое количество ССБ плотностью 1270 кг/м3 с содержанием сухих веществ 50 %. Решение. Объем реагента для обработки раствора составит КССБ = 4010/100 = 4 м3, Объем раствора ССБ, необходимый для приготовления реагента, по формуле (7.20) составит Fp = 304/50 = 2,4 м3, где 30 - содержание сухого вещества ССБ в реагенте по рецепту, %. Требуемое количество химических реагентов определенного вида для обработки буровых растворов в интервалах бурения находят по формуле
	= КГЖ	n2L2+...+ nnLn)ab,	(7.21)
	где FHCX — исходный объем раствора на буровой до обработки его хи­мическим реагентом, соответствующий забою скважины, с которого начата химическая обработка, м , К, а и Ъ — опытные коэффициенты, значения которых принимают в зависимости от типа химического реа­гента, назначения химической обработки и свойств раствора (табл. 7.6). При получении буровых растворов с низкой температурой замерза­ния масса поваренной соли (в кг), необходимая для приготовления водного раствора различной степени солености, определяется по фор­муле Ке),                                                (7.22)
	Таблица 7.6
	Тип химического реагента или добавки Дополнительные условия К а ъ ССБ, КССБ, КМЦ Соленость фильтрата, %: 6 0,09 0,001 1,0 15 0,04 0,001 1,0 <2 0,025 0,001 1,0 УЩР, ТЩР Приготовление: на пресной воде 0,06 0,001 0,5 на морской воде 0,06 0,001 1,0 Кальцинированная сода - 0,01 0,001 1,0 Крахмал Соленость фильтрата 15 % Водоотдача, см3/30 мин: 20 0,004 0,001 1,0 15 0,005 0,001 1,2 10 0,06 0,001 1,4 5 0,0125 0,001 1,6 Нефть Для борьбы с прихватами и 0,1 0,13 1,0 затяжками инструмента
	132

	где Кс - содержание соли, %. Значение Кс выбирается в зависимости от требуемой температуры замерзания бурового раствора (табл. 7.7). Если применяется глинистый раствор, то качество соли, необходи­мое для добавления к раствору, определяется следующим образом. Вычисляют массу поваренной соли (в кг), которую надо добавить в 1 м3 раствора: «с = £с/иг.р/( 100 - /Q,                                              (7.23) Таблица 7.7
	Концентрация Температура замер- Концентрация Температура замер- NaCl, % зания раствора, °С NaCl, % зания раствора, °С 0,1 0 14,9 -11,0 1,5 -0,9 16,2 -12,2 2,9 -1,8 17,5 -13,6 4,3 -2,6 18,8 -15,1 5,6 -3,5 20,0 -18,2 7,0 -4,4 22,4 -20,0 8,3 -5,4 23,1 -21,2 9,6 -6,4 23,7 -17,2 11,0 -7,5 24,9 -9,5 12,3 -8,5 26,1 -1,7 13,6 -2,8 26,6 0
	где /игр — масса 1 м глинистого раствора, кг. Объем воды (м3), необходимый для приготовления насыщенного раствора соли (в глинистый раствор соль добавляют в виде насыщен­ного раствора), Vs = mc/qc,                                                              (7.24) где qc—количество соли, необходимое для насыщения 1 м3 воды, кг. Дополнительное количество соли тп\с (в кг), необходимое для полу­чения требуемой концентрации и связанное с добавлением к глини­стому раствору воды, составит mlc = KcVB/(l00-Kc).                                              (7.25) Общая масса соли (в кг) для получения насыщенного раствора mcz = mc + m\c.                                                         (7.26) Общий объем воды (в л) для получения насыщенного раствора со-
	ли
	(7.27)
	Пример 7.9. Бурение скважины предполагается вести с использованием глинистого раствора плотностью рб.р =1180 кг/м3 в районе распространения многолетнемерзлых 133

	Таблица 7.8
	Наименование Содержание активных веществ в ПАВ, % ОП-7 99,5 ОП-10 99,5 ПО-1 - Прогресс 20 Сульфонат 89,5 Сульфонол 84 Бурол 25
	пород (температура мерзлых пород ниже —5 °С) со сложными геологическими условия­ми. Определить общее количество соли и воды, если требуемая температура замерзания раствора составляет -2,6 °С. Решение. По табл. 7.7 находим, что такой раствор должен иметь концентрацию соли 4,3 %. Тогда по формуле (7.23) тос = 4,3 • 1180(100 - 4,3) = 52,8 кг. По формуле (7.24) V.= 52,8/0,36 =146,5 л. 1и1с = 4,3146,5(100 - 4,3) = 6,5 кг. Общую массу соли вычисляем по уравнению (7.26): тл= 52,8 + 6,5 = 59,3 кг. Общий объем воды находим из выражения (7.27): V.L = 59,3/0,36 = 165 л. При получении аэрированных бесструктурных буровых растворов необходимая масса ПАВ (в кг) для обработки определяется по формуле mnw=V6.pp—Ч                                                (7.28) К2 где К\ — заданная концентрация ПАВ, %; К2 — концентрация активного вещества в ПАВ, % (табл. 7.8). Пример 7.10. Объем обрабатываемого с помощью ОП-7 раствора плотностью рб.р = 1100 кг/м3 составляет 20 м3. Определить необходимую массу ОП-7 при концентрации К\ = 2%. Решение. По табл. 7.8 находим Кг = 99,5. Тогда по формуле (7.28) 2 Тощ, = 20-1000-----= 400 кг. 100
	134

	7.5. ВЫБОР ТИПА БУРОВОГО РАСТВОРА Для выбора типа бурового раствора необходимо провести анализ ус­ловий залегания и свойств горных пород, слагающих геологический разрез по скважине. Первоначально намечаются интервалы с близкими инженерно-геологическими условиями бурения на основе анализа следующих факторов: литологического состава горных пород; пластовых давлений, давления гидроразрыва пород и давления по­глощения; возможных осложнений; требований охраны недр и окружающей среды. Сведения для различных литологических разностей горных пород, объединенных в интервалы с близкими инженерно-геологическими условиями бурения, касающиеся значений пластовых давлений, давле­ний гидроразрыва и поглощений пластов являются одними из исход­ных для разработки технологического регламента бурового раствора и выдаются геологической службой месторождения. Пластовое давление горизонта определяется давлением газообраз­ного компонента или флюида, приуроченных к данному горизонту. Это давление определяется путем геофизических измерений и имеет устойчивые значения для определенных структурных подразделений конкретного месторождения. Давление гидроразрыва — это то давление, при котором происходит относительное смещение частиц скелета горных пород с увеличением размера каналов, пор трещин. Давление гидроразрыва находят экспе-риментальныым путем при нагнетании жидкости в пласт, для которого определяется рассматриваемый параметр. Ориентировочно давление гидроразрыва (МПа) можно определить по эмпирической формуле
	Prv = 0,0083 Я + 0,066pOT,                                               (7.29) где Н — глубина залегания горизонта, м; рт — пластовое давление гори­зонта, МПа. Наиболее распространенное осложнение при бурении — нарушение целостности стенок скважины. В табл. 7.9 приведены разновидности этого вида осложнений с характерными признаками и последствиями [18]. Нарушение целостности стенок скважины может происходить по следующим причинам: 1)  влияние напряженного состояния за счет действия веса вышеза-легающих горных пород; 2) изменение формы и объема глиносодержащих отложений за счет набухания при контакте с водной фазой промывочных жидкостей; 135

	3) увеличение водонасыщенности горных пород, слагающих стенки скважины за счет осмотических перетоков водной фазы промывочных жидкостей; 4) совместное проявление причин 1,2 и 3. Горная порода, подверженная обваливанию, находится в состоянии всестороннего сжатия. При рассмотрении напряженного состояния горных пород, сла­гающих стенки скважины, считается, что в поперечном направлении породы не могут деформироваться, поэтому в соответствии с обоб­щенным законом Гука: Таблица 7.9
	Осложнение Тип пород и условия возникновения осложнения Ожидаемые последствия Раскрытие ес­тественных тре­щин и образо­вание новых Вскрытие трещиноватых зон, текто­нических нарушений, выдавливание пород, высокие давления пластовых флюидов Поглощения, потеря цирку­ляции и устойчивости стенок скважины, осыпи и обвалы Образование каверн Вскрытие рыхлых слабосвязанных пород, способных к эрозионному раз­мыву и поверхностному осыпанию (малые силы сцепления частиц поро­ды и физико-химические процессы при контакте с буровым раствором) Уменьшение скорости восхо­дящего потока, образование застойных зон и скопление шлама в зоне каверн, потеря ствола, некачественное цемен­тирование обсадных колонн Желобообра-зование Длительное воздействие бурильных труб на стенки наклонной скважины, адгезия глинистой корки, несоосное расположение осей бурового инстру­мента и скважины Прихваты, посадка, недо-спуск обсадных колонн Набухание Вскрытие глиносодержащих отложе­ний (монтмориллонит и другие минералы, вступающие в физико-хи­мическое взаимодействие с фильтром бурового раствора) Уменьшение диаметра ствола скважины, заклинивание долот, повышение гидравлических сопротивлений, недо- спуск обсадных колонн Сужение Вскрытие высокопроницаемых пород с глубокой фильтрацией жидкой фазы бурового раствора при увеличении толщины глинистой корки Уменьшение диаметра ствола скважины, затяжки и посадки инструмента, заклинивание до­лот, прихват бурильных труб Вытекание Вскрытие пород высокой пластично­сти, склонных к деформированию во времени с выпучиванием в ствол скважины Прихваты бурового инстру­мента, образование осыпей и обвалов Осыпание Вскрытие малосвязных, слоистых и агрегатированных пород, разрушаю­щихся и поступающих в скважину при физико-химическом взаимодействии, сцеплении частиц породы за счет слоя Прихваты бурового инстру­мента, недоспуск обсадных колонн, недоспуск до забоя, рост каверн
	136

	жидкости, колебании значения проти­водавления на пласт, поглощении и механическом действии бурового инструмента
	Обваливание	Вскрытие рыхлых, трещиноватых, тектонически нарушенных горных пород, особенно крутопадающих по­род	Пробкообразование и потеря циркуляции жидкости, образо­вание осыпей, обвалов
	Продолжение табл. 7.9
	Осложнение Тип пород и условия возникновения осложнения Ожидаемые последствия Обрушение Вскрытие пород, способных образо­вывать глубокие каверны, своды об­рушения, непрекращающиеся осыпи, обвалы, газопроявления, миграцию пластовых вод Потеря циркуляции, образо­вание осыпей, обвалов, потеря ствола скважины
	1 ее = — [Ое - lU^r + о*)] = О,		(7.30)
	где о2, <5r, ae - осевое, радиальное и тангенциальное напряжения соот­ветственно; 8е — деформация в тангенциальном направлении; Е„ — мо­дуль продольной упругости. Если взять (Те = Or, из уравнения (7.30) можно получить
	где |Д„ — коэффициент Пуассона;
	X — коэффициент бокового распора. Радиальное, или боковое р& давление, равное р^ = Xoz сравнивают с гидростатическим давлением на уровне кровли рассматриваемого го­ризонта. Если гидростатическое давление ргхт, больше бокового, но практикой установлено, что в рассматриваемом интервале наблюдают­ся осложнения, связанные с потерей устойчивости стенок скважины, то причиной этих осложнений может быть избыточная водоотдача бу­рового раствора или осмотические перетоки водной фазы этого рас­твора. При расчете бокового давления принимаются следующие зна­чения коэффициента Пуансона: 0,15 — 0,20 для песчаников; 0,25 — 0,30
	137

	Таблица 7.10
	Глубина Плотность глини- Глубина Плотность глини- скважины, м стой породы, г/см3 скважины, м стой породы, г/см3 400-700 1,7 300(МЮ00 2,11-2,2 700-1200 1,71-1,8 4000-5000 2,21-2,3 1200-1800 1,81-1,9 5000-6000 2,31-2,4 1800-2400 1,91-2,0 >6000 2,31-2,51 2400-3000 2,01-2,1
	для карбонатных пород; 0,35 - 0,40 для глинистых пород; 0,45 - 0,50 для хемогенных отложений. Если рт ст > рб, то первоначально рассматривается причина возник­новения обвалов за счет набухания горных пород. Для этого анализи­руется характеристика горных пород в целях установления показателя устойчивости. Показатель устойчивости определяется как отношение [5]:
	а =			(7.31)
	где Рф - фактическая объемная плотность горных пород; рн - теорети­ческая объемная плотность нормально уплотненных глиносодержащих пород для той же глубины их залегания. Фактическая объемная плотность горных пород определяется на основании результатов обработки данных промыслово-геофизических исследований, а также анализа шлама и керна. При отсутствии данных о фактической объемной плотности глиносодержащих горных пород можно полагать, что в зависимости от глубины скважины плотность глинистой породы может быть следующей (табл. 7.10). Таблица 7.11 Рекомендуемые типы буровых растворов
	Категория устойчиво­сти	Показатель устойчивости	Поведение пород при бурении	Тип бурового раствора
	1	1-0,950	Практически устойчи­вые Подвержены незначи­тельным осыпям Заметные осыпи, тре­буется периодическая проработка           ствола скважины Значительные осыпи, посадки, затяжки, по­вышение давления при	Глинистый раствор, вода, без­глинистый (естественный) ра­створ Глинистый раствор с ограни­чением водоотдачи, лигносуль-фонатный раствор Известковый, нефтеэмульсион-ный, силикатный, лигносуль-фонатный,           естественно-ми- нерализованный Хлоркалиевый, хлоркальцие-вый, нефтеэмульсионный с ак­тивной водной фазой, сили-
	0,949-0,90
	0,899-0,850
	0,849-0,800
	138

	промывке		катный, соленасыщенныи, алю-минатный, каолинитовый, мало­глинистый,           известково-би-тумный Хлоркалиевый, хлоркальцие-вый, соленасыщенныи, алюми-натный, малоглинистый, извест-ково-битумный, высококонцен­трированный,               инвертно-эмульсионный
	<0,799	Сильные осыпи, систе­матическая проработка ствола в интервалах глиносодержащих по­род
	139

	Таблица 7.12 Классификационные требования к промывочным жидкостям в зависимости от условий бурения
	Но­мер вида	Характеристика отложений гор­ных пород	Свойства горных пород, учитываемые при выборе промы­вочной жидкости	Требования к про­мывочной жидко­сти	Основные виды рекомендуемых промывочных жид­костей
	1	Глинистые, гли- носодержащие отложения	Плотность, пори­стость, минерализа­ция поровой воды. Обменная емкость, степень разуплот-ненности, преобла­дающий катион в обменном комплексе (Na+илиСа"1"2) Вид солей в отло­жениях; наличие прослоев осадочных пород (глин, карбо­натных пород); раствори-мость; глубина залегания; способность к пла­стическому тече­нию Проницаемость, степень уплотнения, стадия химико-минералогического преобразования осадочных пород, активность компо­нентов пластовой жидкости	Минимальная фильтрация, инги-бирующее дей­ствие	Минерализован­ные, известково-би-тумный; эмульси-онно-глинистый
	Хемогенные горные породы			Совместимость с отложениями гор­ных пород, исклю­чение растворения отложений солей	Известково-битум-ный; инвертный эмульсионный. Соленасыщенный, гидрогель-магние­вый
	Гранулярные коллекторы жид­ких и газообраз­ных полезных компо-нентов			Отсутствие хими­ческих реакций с компонентами продуктивных коллекторов; от­сутствие кольмата-ции; химическая инертность к поро­дам коллектора; соответствие плот­ности и пластового давления Способность к осу­ществлению про­грессивного спосо­ба бурения; стой­кость добавок к катионам полива­лентных металлов	Известково-битум-ный; инвертный эмульсионный и др.
	Твердые, не склонные к об-валообразовани-		Твердость, абразив-ность; способность к переводу в рас­твор катионов по­ливалентных метал­лов; наличие прито­ка                       ми­нерализованных вод		Вода; водно-эмуль­сионные растворы; полимерно-эмуль­сионные растворы; естественные и др.
	140

	Продолжение табл. 7.12
	Но­мер вида Характеристика отложений гор­ных пород Свойства горных пород, учитываемые при выборе промы­вочной жидкости Требования к про­мывочной жидко­сти Основные виды рекомендуемых промывочных жидкостей 5 Многолетне-мерзлые Категория по бури-мости, трещино-ватость, устойчи­вость, естественная температура, нали­чие цементи­рующего льда; ми­нерализация пород и цементирующего льда Минимальное рас-тепляющее дейст­вие относительно горных пород; ми­нимальная тепло­емкость и тепло­проводность Углеводородная жидкость, газооб­разные очистные агенты, пены, низ-котемпературо-стойкие полимер­ные промывочные жидкости
	В зависимости от значения показателя устойчивости осуществляет­ся классификация глиносодержащих горных пород и намечается тип бурового раствора в соответствии с данными, приведенными в табл. 7.11. Тип промывочной жидкости выбирается для каждого технологиче­ского интервала пород на основе анализа следующих особенностей интервала: литологический и химический состав породы; степень минерализации и солевой состав пластовых вод; пластовое давление и температура в скважине; наличие зон осложнения. Кроме того, необходимо учитывать наличие сырья для приготовле­ния промывочной жидкости в районе, для которого составляется тех­нологический регламент промывки. При рекомендации типа промывочной жидкости необходимо исхо­дить из предположения, что данный интервал пород должен быть про­бурен с минимальными осложнениями с минимальной стоимостью. При выборе типа промывочной жидкости все интервалы скважины следует разделить на три группы: нормальные условия бурения, ос­ложненные условия и продуктивные горизонты (нефтеносные, газо­носные, водоносные). Выбор и обоснование оптимального варианта промывочной жидкости производится на базе известных теоретических предпосылок, а также пу­тем анализа литературных данных по применению промывочных жидко­стей в различных геологических условиях. Основной принцип выбора буровых растворов — это соответствие их состава свойствам разбуриваемых горных пород, а также доступность и недефицитность материалов для их изготовления.
	141

	Таблица 7.13 Реагенты-электролиты
	Реагент Товарный вид реагента Массовое содержание активных веществ в товарном продукте, % Примерная рабочая кон­центрация активных ве­ществ в про­мывочной жидкости или реагенте, кг/м3 Основное воздействие на необ­работанный глинистый раствор Основное назна­чение и особен­ности примене­ния Важнейшие недостатки Способ ввода в глинистый раствор пресный (<5 % солей одновалентных металлов) соленые (>5 % солей) Каустиче­ская сода (едкий натр) Сильно гигро­скопическая кристалли­ческая масса плотностью 2,13 г/см3, по­ставляемая в запаянных стальных ба­рабанах, или водный раст­вор различной плотности в стальных боч­ках 20-30 Структуро-образователь, регулятор ще­лочности Связывание двухвалентных катионов (Са2+, Mg2* и др.) Как самостоя­тельный реагент не применяется, но широко ис­пользуется как добавка для повыше-ния рН при применении многих реаген­тов (бурый уголь, ССБ, крахмал, нитро­глицерин и др.) Дороговизна, дефицит­ность, опас­ность в об­ращении (ожоги кожи, разъедание одежды) В виде вод­ных раство­ров концен­трацией до 10 % Кальцини­рованная сода (угле­кислый натрий) Белый или се­рый порошок плотностью 2,5 г/см3, трудно раст- Прокаленная 98 %. При­родная 1-й сорт - 80 %; 2-й До 20 При малых концентраци­ях разжиже­ние и некото­рое снижение Переводит ионы двухва­лентных ме­таллов (Са2+ и др.) в не- Широко при-ме-няется для улучшения ди­спергирования глин, снижает При пони­женной кон­центрации резко возра­стают струк- То же, или в виде порошка
	143

	Продолжение табл. 7.13 Реагент Товарный вид реагента Массовое содержание активных веществ в товарном продукте, % Примерная рабочая кон­центрация активных ве­ществ в про­мывочной жидкости или реагенте, кг/м3 Основное воздействие на необ­работанный глинистый раствор Основное назна­чение и особен­ности примене­ния Важнейшие недостатки Способ ввода в глинистый раствор пресный (<5% солей одновалентных металлов) соленые (>5 % солей) воримый в хо­лодной воде сорт-79% водоотдачи, при увеличе­нии концен­трации и рез­кое загущение и в дальней­шем коагуля­ция глины в растворе растворимое состояние, в растворах со­лей однова­лентных ме­таллов неэф­фективна вязкость и СНС глинистого рас­твора при разбу-ривании цемен­та, гипса или при прито-ках вод с со­держанием кальция и т.д. турно-меха-нические свойства глинистых растворов Жидкое стекло Раствор в воде плотностью 1,32- 1,5 г/см3 или стекло­видная масса (силикат-глыба) 30-50 В малоси­ликатных растворах 20-50 Повышение структурно-ме­ханических свойств и во-доподачи Аналогично кальциниро­ванной соде Для приготов­ления специаль­ных растворов, малосиликат­ных, повы­шающих устой­чивость стенок скважины в гли­нистых породах, и для осаждения катионов Са, Mg и др. Узкая об­ласть приме­нения. Опас­ность в об­ращении В виде вод­ных раст­воров
	144

	Гексамета-фосфат нат­рия (ГМФН) и другие фосфаты Стекловидная масса плотно­стью 2,5 г/см3 <100 <20-30 Аналогично кальциниро­ванной соде, но разжиже­ние более сильное Аналогично кальциниро­ванной соде Сравнительно редко приме­няется, для тех же целей, что и кальцинирован­ная сода То же, что и кальциниро­ванная сода. Кратковре­менность раз-жижаю-щего дейст-вия Тоже Известь Негашеная -твердое ве-ще-ство, гашеная — белый поро­шок (пу­шонка), плохо растворимый в воде <100 В извест­ковых рас­творах 3-5 Резкое повы­шение струк­турно-механи­ческих свойств и водоотдачи Стабилизация путем поддер­жания состоя­ния регули­руемой коа­гуляции в из­вестковых ра­створах Широко при­меняется для приготовления известковых глинистых рас­творов, а также для резкого по­вышения струк­турно-ме­ханических свойств глини­стых растворов при ликвидации поглощений и для повышения рН ВКР и гипсо­вых растворов При гаше­нии возмож­ны ожоги В виде вод­ных суспен­зий, извест­ковое молоко с концентра­цией извести 70-100 кг/м3 Хлористый кальций (хлорная известь) Гигроскопиче­ский поро-шок или аморфная масса в сталь­ных бараба- 28-30 (в вод­ном растворе) В хлоркаль-циевых рас­творах 5-15 Коагуляция раствора Аналогично извести для хлоркальцие-вых раст-воров Используется как источник ионов кальция при приготовле­нии хлоркаль-циевых Опасность в обращении В виде вод­ных раство­ров
	145

	Продолжение табл. 7.13 Реагент Товарный вид реагента Массовое содержание активных веществ в товарном продукте, % Примерная рабочая кон­центрация активных ве­ществ в про­мывочной жидкости или реагенте, кг/м3 Основное воздействие на необ­работанный глинистый раствор Основное назна­чение и особен­ности примене­ния Важнейшие недостатки Способ ввода в глинистый раствор пресный (<5% солей одновалентных металлов) соленые (>5 % солей) нах, или вод­ный раствор плотностью 1,26-1,28 г/см3 растворов Гипс Порошок се­роватого цве­та, плохо ра­створимый в воде (1,7- 2 %) <100 3-20 при первичной обработке, 1-2 при после­дующих Повышение структурно-механических свойств и во­доотдачи Аналогично из­вести для гип­совых раство­ров Как самостоя­тельный реагент не применяется, но используется как источник ионов кальция при приготовле­нии гипсовых растворов Растворением разбуренной породы (гип­са и ан­гидрита) или в виде по­рошка Поваренная соль Порошок, кри-сталличес-кая сыпучая масса <100 Применяются концентрации от нуля до полного на­сыщения Повышение структурно-механических свойств и во­доотдачи Эффект дейст­вия незна­чителен Применяется в основном для насыщения про­мывочной жид­кости перед вскрытием соле-носных пород во избежание обра- 1. Вследст­вие зависи­мости раст­воримости от температуры насыщения солью на по­верхности не Так же, как и гипс
	146

	зования каверн и для понижения температуры за­мерзания про­мывочной жид­кости при буре­нии в мерзлых породах	предохраняет полностью от растворения соли           на больших глубинах. 2. Концент­рированные растворы расплавляют лед и вызы­вают разру­шение льди­стых пород
	Таблица 7.14 Реагенты на основе гуминовых кислот
	Реагент Исходные компоненты для получения реагентов Способ получения реагента, ха­рактеристика процесса Товарный вид реагента, со­держание су­хого вещества Влияние на глинистый раствор и примерная концентрация добав­ки на первичную обработку Способ ввода реагента в гли- пресный (<5%NaCl) соленый (>5%NaCl) нистый раствор Углещелочной реагент (УЩР) Бурый уголь, NaOH Экстрагирование гуматов натрия (диффузия ионов ОН внутрь мицелл гумитовой ки- От жидкого до порошко­образного Снижает водо­отдачу (10- 30 %) и вяз- Не применяет­ся В твердом или жидком состо­янии
	147

	Продолжение табл. 7.14
	Реагент Исходные компоненты для получения реагентов Способ получения реагента,, характеристика процесса Товарный вид реагента, со­держание су­хого вещества Влияние на глинистый раствор и примерная концентрация добав­ки на первичную обработку Способ ввода реагента в гли- пресный (<5%NaCl) соленый (>5%NaCl) нистый раствор слоты), ее пептизация, ионный обмен. Соотношение бурового угля и NaOH (10-15):(l-3). В зависимости от количества во­ды, в которой растворен NaOH, продукт получается в жидком, пасто- и порошкообразном со­стоянии кость у Na-глин при отделении желатинозных веществ Торфощелочной реагент (ТЩР) Торф, NaOH Измельчение торфа до по­рошкообразного состояния, обезбитумирование бензолом и гидролиз 2—6%-ной НС1 при ки­пячении на водной бане. Затем порошок торфа смачивается 10— 15%-ным раствором NaOH при соотношении торфа и раствора 10:2 и сушится при 150-160 °С во избежание слеживания Тоже Аналогично УЩР В виде раствора Нитрогуматный реагент (ИГР) Бурый уголь, HNO3,NaOH Нитрование бурового угля по технологии, подобной получе­нию нитроглицерина, и нейтра­лизация NaOH. Расход NaOH -около 40 % от массы продукта. Придание продукту способности растворяться в воде Твердое вещество Снижает вяз­кость и водоот­дачу (1-2%) Снижает вяз­кость и водо­отдачу (5- 10 %) В виде раствора
	148

	Сульфированный нитрогуматный реагент (СНГР)	Бурый уголь, 8%-ная кислота HNO3, бисуль­фит натрия (36%-ный NaOH)	Окисление и нитрование бурого угля HNO3 при 50-60 °С в тече­ние 4 ч. Соотношение твердой и жидкой фазы 1:5. Затем обработ­ка бисульфитом в присутствии щелочи (3 ч) при 92-95 °С		Тоже	Снижает вяз­кость и СНС более эффектив­но, чем УЩР	В растворенном или сухом сос­тоянии
	Таблица 7.15 Лигносульфонатные реагенты
	Реагент Исходные ком­поненты для получения реаген­тов Способ получения реагента Товарный вид реагента, содер­жание сухого вещества Влияние на глинистый раствор и примерная концентрация добав­ки на первичную обработку Способ ввода реагента в глинистый раствор пресный (<3-5%NaCl) соленый (>5%NaCl) Сульфит-спир­товая барда (ССБ) Сульфитный ще­лок (многотон­нажный отход целлюлозно-бу­мажной промыш­ленности) Сбраживание Сахаров, отгон­ка спиртов, рН=5,6+5,7. Брут-то-формула C26H30O12S Густая темно-бу­рая жидкость с кисловатым запа­хом (марка КБЖ) - 50 %, аморфная твердая масса (КБТ) - 76 % или порошок (КБП) -87% Снижает вяз­кость и водоот­дачу (1-5%) Снижает водо­отдачу (20-50 %) В водном рас­творе
	Продолжение табл. 7.15
	Реагент	Исходные ком­поненты для получения реаген-		Способ получения реагента	Товарный вид реагента, содер­жание сухого	Влияние на глинистый раствор и примерная концентрация добав­ки на первичную обработку		Способ ввода реагента в глинистый
	149

	тов вещества пресный (<3-5%NaCl) соленый (>5%NaCl) раствор Конденсирован­ная сульфит-спиртовая барда (КССБ-1) Разбавленная ССБ (30%-ная), 8%-ный формалин, концентрирован­ная H2SO4 Конденсация при 90-95 °С. Добавка NaOH до рН = 8-9,5. Укрупнение молекул лигно-сульфонатов и повы-шение стабилизирующих свойств Подобна жидкой или сухой ССБ, 80 % Снижает вяз­кость и водо­отдачу (1-5 %) Снижает водо­отдачу (10-20 %) В товарном ви­де КССБ-2 То же и 1-3 % фенола То же, в присутствии фенола. Образование полимерных комплексов — фенолигнинных производных, имеющих по­вышенную стойкость Вароподобная масса или 40-60%-ный раствор Подобна КССБ-1 Тоже КССБ-4 Хлорированная сульфит-спир­товая барда ХССБ То же и хроматы ССБ, хлор, NaOH То же, но хроматами. Усиле­ние конденсации молекул лигно-сульфонатов, окисле­ние, образование активных функциональных групп, что приводит к повышению тер-мо- и солестойкости продук­тов Окисление ССБ, хлориро­вание и нейтрализация NaOH до рН = 7+8. Конденсация молекул лигно-сульфонатов за счет связей, образующихся при отщеплении метоксиль-ных групп. Усиление стаби­лизирующих свойств по срав­нению с ССБ Тоже Подобна ССБ Подобна Снижает вяз­кость (3-5 %) КССБ-2 Не эффективна В товарном виде Нитрированная сульфит-спир- ССБ, HNO3, NaOH Нитрирование разбавленной (12%-ной) HNO3 при 43^8 Подобна ССБ, 45 % Снижает вяз­кость и СНС Снижает вяз­кость и СНС Те же, даже при 1-0 °С
	150

	товая НССБ	барда	'С, (87,5 % ССБ, 12,5 % HNO3). Перемешивание 6 ч, нейтрализация NaOH до рН = 7-7,3.			(0,1-0,2 %)			(0,25-0,3 %)
	Феррохромлиг- носульфонат (ФХЛС)		ССБ, 1,5-2 % Fe2(SO4)37-10% Cr2(SO4)3HNaOH	В раствор ССБ при 90 °С вводят реагенты сте-хиометрически по отношению к Са2+ в ССБ, Fe2(SO4)3 + Cr2(SO4)3 +           + CaR -4 2FeCrR3+6CaSO4. Реакция окисления и замеще­ния в щелочной среде (гипс удаляется). Образование ак­тивных функцио-нальных групп и конденсация молекул. Стабилизирующая способ­ность и термостойкость по­вышается	Водный раствор, 50%		Снижает вяз­кость (1-2 %)		Снижает вяз-	В водном рас-
									кость (1-2,8 %) творе при NaCl не более 5 %
	Хромлигносуль-фонаты ХЛС-4, окисленный за­мещенный суль-фонат (окзил)		30%-наяССБ, 4 % К2Сг207, H2SO4. NaOH	Реакция окисления 30%-ной ССБ при 95 °С и рН = 2 за счет добавки H2SO4. Восстановление Сг64—^Сг3"1" и замещение Са2+, который обра­зует CaSO4.	Жидкий или по­рошкообразный (23-37 %)		Снижает			Жидким или сухим (полез­ные добавки извести или гипса)
								вяз-	вяз­кость (1-3 %), интенсивно снижает водо­отдачу гидро­гелей магния
							кость (0,5-1%)
	151

	Продолжение табл. 7.15
	Реагент Исходные ком­поненты для получения реаген­тов Способ получения реагента Товарный вид реагента, содер­жание сухого вещества Влияние на глинистый раствор и примерная концентрация добав­ки на первичную обработку Способ ввода реагента в глинистый раствор пресный (<3-5%NaCl) соленый (>5%NaCl) Смесь загустевает. При ней­трализации продукта NaOH можно уменьшить загустева-ние ния (2-5 %) Окисленная сульфит-спир­товая барда (ОССБ) 30%-ная ССБ, хроматы или би-хроматы Приготовление на буровой в глиномешалке. Окисление ССБ хроматами при комнат­ной температуре в условиях буровой (рН = 8+9). Старение 8-12 ч. Жидкость, подоб­ная ССБ, 30% Снижает вяз­кость ФХЛС и ХЛС Аналогично В жидком виде
	Таблица 7.16 Крахмальные реагенты
	Реагент Исходные компоненты для получения реагентов Способ получения реагента Товарный вид реагента, содер­жание сухого вещества Влияние на глинистый раствор и примерная концентрация добавки на первичную обработку Способ ввода реагента в глини- пресный (<3-5%NaCl) соленый (>5%NaCl) стый раствор Крахмальный реагент (КР) Натуральный крахмал C^HioOs, NaOH Приготовление на буровых. Клейстеризация крахмала в три стадии. Соотношение Клейстер, 5-8 % Снижает водо­отдачу, но повы­шает вязкость. В Снижает вяз­кость и водо­отдачу Щелочной клей­стер 5-8%-ной концентрации. Ее-
	152

	крахмала и щелочи 10:(2-ь4). 1. Разрушение аминопективной оболочки NaOH. 2. Проник­новение воды внутрь клетчатки (амилоза) и ее набухание. 3. Растворение полисахаридов и образование клейстера пресных раство­рах почти не при­меняется (1-3 %) ли обработанный буровой раствор имеет рН = 10-e-ll, то вводят крахмал в сухом виде Модифирован-ный крахмал (МК) Натуральный крахмал, анти­септик (калиево-алюминиевые квасцы), ИагСОз Смесь крахмала с 1,5-2 % квасцов и содой поступает на вальцовую сушилку (150-160 °С), образовав-шаяся после сушки пленка измельчается молотковой дробилкой, про­сеивается и упаковывается. Придание натуральному крах­малу способности растворять­ся в воде и стабилизировать глинистый раствор Чешуйчатый продукт белого цвета, содержа­ние твердой фазы более 90 % Подобен КР Сухой реагент или его раствор в воде с щелочью Декстрины Натуральный крахмал, кис­лоты (напри­мер, НС1) Гидролитическое расщепле­ние крахмала кислотами или быстрым нагреванием до 180— 190 °С на вальцовой сушилке Сухой порошок Подобен МК Тоже
	153

	Таблица 7.17 Разновидности карбоксиметилцеллюлозы
	Реагент Исходные компоненты для получения реагентов Способ получения реагента Товарный вид реагента, содер­жание сухого вещества Влияние на глинистый раствор и примерная концентрация добавки на первичную обработку Способ ввода реагента в гли- пресный (<3-5%NaCl) соленый (>5%NaCl) нистый раствор Карбоксиме-тил-целлю-лоза: КМЦ-350, КМЦ-500, КМЦ-600 Целлюлоза, монохлорук-сусная кислота или монохлор-ацетат натрия Мерсеризация 23%-ным раствором NaOH (замена ионов Н~ на Na+, пеп-тизация и набухание целлюлозы), отжим, измельчение, этерфирикация ^ONa С6Н7С£- ONa + ClCH2OONa^ \ONa -> С6Н7ОГ ONa Ч ^ ONa OCH2COONa+NaCl созревание продукта, сушка, затари­вание, придание целлюлозе способ­ности растворяться в воде Мелкозернистый или во­локнистый мате­риал, белого цвета (не менее 87 % сухого) Снижает водо­отдачу и по­вышает вяз­кость (0,3-0,5 %) Снижает водо­отдачу и резко уменьшает вяз­кость и СНС (1-3 % в зависимо­сти от СП реа­гента) Сухим после до­полнительного измельчения или растворенным в воде Сульфоэфир-целлюлоза (СЭЩ Целлюлоза, H2SO4 или серный ан­гидрит, хлор-сульфоновая кислота, NaOH Обработка целлюлозы сульфирую­щим агентом в среде инертных раз­бавителей (алифатические спирты, керосин, бензол, толуол, хлорэтан и т.п.) ^ОН С6Н7О1\ OH + HOSOz-OH^ ОН ^СбНуОТ^ ОН \ он Х OSO3H+H2O Внешне похожа наКМЦ Аналогично КМЦ, но допускает присутствие в растворе повы­шенной концентрации солей двух- и поливалентных металлов Аналогичен КМЦ
	154

	с последующей нейтрализацией щелочью (образуется до 45 % Na2SO4). Замещение атома водоро­да сульфогруппой, придание цел­люлозе способности растворяться в воде и повышение устойчивости продукта к действию солей двух- и поливалентных металлов. Путем обработки NaOH может быть полу­чена Na-соль, известная под назва­нием СЦ - сульфат целлюлозы C6H9O4OSO3Na Этансульфо-нат-целлю-лоза (ЭСЦ) Алкалицеллю-лоза C6H9O4ONa, хлорэтан-сульфокис-лый натрий CICH2CH2SO3X xNa Обработка алкалицеллюлозы хлорэ-тансульфокислым натрием C6H9ONa + ClCH2CH2SO3Na -> C6H9O4CH2CH2SO3Na + NaCl Рыхлая волок­нистая масса или порошок жел­того цвета В основном аналогична СЭЦ Аналогичен КМЦ и СЭЦ Монокарбо-ксиметилцел-люлоза (МКЦ) Целлюлоза, NO2 газ или N2O4 ЖИДКИЙ, или раствор Na2O4 в CCU, NaOH, NH4OH или ИагСО Окисление и нитрование целлюлозы NO2, N2O4 и т.п, образование поли-ангидроуроновой кислоты, а затем ее водорастворимых солей путем обработки NaOH, NH4OH или Na2CO Похожа на КМЦ Снижает водо­отдачу и по­вышает вяз­кость (0,5-1%) Снижает водо­отдачу (5-7 %), вязкость и СНС Растворенная в 5-10%-ном ра­створе NaOH или в других щелочных элек­тролитах
	155

	Продолжение табл. 7. 17 Реагент Исходные компоненты для получения реагентов Способ получения реагента Товарный вид реагента, содер­жание сухого вещества Влияние на глинистый раствор и примерная концентрация добавки на первичную обработку Способ ввода реагента в гли- пресный (<3-5%NaCl) соленый (>5%NaCl) нистый раствор Сульфофено-локарбо-ксиметил-целлюлоза (СФ-КМЦ) КМЦ, фенол, NaOH, NaHSO3 Обработка 10%-ного водного рас­твора КМЦ раствором фенолята натрия (синтетический фенол и 4%-ный раствор NaOH), нагревание смеси до 70 °С, введение 40%-ного раствора NaHSO3 и выдерживание при 85-98 °С в течение 1 ч. Совме­стная полимеризация фенола, КМЦ и сульфирование продукта с целью повышения термосолестоикости Белая масса Снижает водо­отдачу и по­вышает вяз­кость и СНС (0,25-0,5 %) Снижает во­доотдачу (0,5— 1 %), вязкость и СНС, допус-кает повышенную концентрацию солей двух- и поливалентных металлов Растворенная в воде
	156

	Встречающиеся при бурении скважин горные породы, в зависимо­сти от их подверженности воздействию промывочных жидкостей це­лесообразно разделять на пять видов: 1) глинистые; 2) хемогенные; 3) гранулярные породы-коллекторы; 4) твердые, не склонные к обвалам; 5) многолетнемерзлые. В таблице 7.12 приводятся классификационные требования к промы­вочным жидкостям, на основе которых выбирается их вид для конкрет­ных условий бурения. В соответствии с этими данными необходимо проанализировать свойства горных пород, слагающих разрез скважины, после чего формируются требования, на базе которых выбирается кон­кретный вид промывочной жидкости. Химическая обработка промывочных жидкостей назначается в за­висимости от преобладающих видов осложнений в конкретных интер­валах бурения скважин. Исходя из этого выбирается состав промывоч­ных жидкостей для бурения в намеченных интервалах буровых сква­жин. Основные сведения о наиболее часто используемых в составе промывочных жидкостей химических реагентах приведены в табл. 7.13-7.17. Конкретные виды и составы промывочных жидкостей необходимо выбирать в зависимости от условий бурения и залегания горных пород геологического разреза в соответствии с существующими рекоменда­циями [18]. 7.6. ТИПЫ ПРОМЫВОЧНЫХ ЖИДКОСТЕЙ, ИХ СОСТАВ И ОБЛАСТИ РАЦИОНАЛЬНОГО ПРИМЕНЕНИЯ При бурении скважин применяются десятки различных типов промы­вочных жидкостей. Состав промывочных жидкостей определяется гео­лого-техническими условиями бурения скважин, технологическими требованиями к их свойствам в целях повышения эффективности бу­рения и требованиями к охране окружающей среды. Промывочные жидкости должны выполнять ряд первостепенных тех­нологических функций, успешность выполнения которых зависит как от скорости бурения, так и от ввода скважин в эксплуатацию при макси­мальной продуктивности вмещающих коллекторов. Вода широко применяется при бурении устойчивых кристалличе­ских пород, обладает хорошей подвижностью и охлаждающей способ­ностью, понижает прочность горных пород, имеет невысокую плот­ность. Обеспечивает хорошую производительность бурения. Глинистые растворы применяются при бурении осадочных мало­связных пород, а также при проходке тектонических зон раз­дробленных и сильно трещиноватых пород. В основном эти растворы используются при твердосплавном бурении и бурении скважин 155

	сплошным забоем. При бурении относительно устойчивых пород гли­нистые растворы применяют без обработки химическими реагентами; их плотность 1,08—1,20 г/см3, условная вязкость 22—25 с, водоотдача не более 25 см3/30 мин. В неустойчивых породах глинистые растворы подвергают обработ­ке реагентами-стабилизаторами в целях снижения фильтрационных свойств или в комбинации с реагентами-понизителями вязкости. Малоглинистые растворы готовятся из высококачественных бенто­нитовых глин, содержание которых составляет 5—7 %. В качестве структурообразователей применяют высокомолекулярные полимерные реагенты: КМЦ, полиакриламид и др. Эти реагенты имеют невысокую водоотдачу (3—12 см3), низкую плотность (1,02—1,05 г/см3) и вязкость (22—25 с) и используются при бурении в относительно устойчивых трещиноватых породах. Ингибированные растворы применяются при бурении пород глини­стого комплекса очень неустойчивых и склонных к взаимодействию с фильтратом бурового раствора. Это толщи вязких глин, сильно трещи­новатые глинистые сланцы, алевролиты, аргиллиты. Процесс ингиби-рования связан с насыщением промывочных жидкостей ионами каль­ция, которые снижают гидрофильность твердой фазы и ее способность к пептизации, что замедляет процесс коагуляции раствора. Это позво­ляет повышать глиноемкость растворов за счет поступления частиц разбуренных глин при удовлетворительном качестве их реологических свойств. В качестве реагентов, поставляющих ионы Са2+, применяются хло­ристый кальций, известь, гипс. В качестве ингибитора может исполь­зоваться и жидкое стекло. Растворы, содержащие силикат Na+, обла­дают крепящим действием. Известковые растворы применяются для разбуривания толщ на­триевых глин, которые легко переходят в раствор, причем реологиче­ские свойства раствора иногда трудно регулировать. Модифицирование поверхности глинистой фазы известью является следствием ионообменных процессов. В состав известковых растворов, кроме глины, входят известь (0,2— 2,5 %), каустическая сода, понизители вязкости (ССБ) и водоотдачи (КМЦ,УЩРидр.). Гипсовые растворы применяются при разбуривании неустойчивых глинистых отложений. Содержание ионов кальция в гипсовом растворе составляет 700— 1200 мг/л. Для перевода в гипсовый раствор глинистый разбавляют водой до вязкости 30—35 с и за полный оборот раствора в скважине добавляют 1,1-1,7 % феррохромлигносульфонита ФХЛС, 0,15-0,30 % щелочи, а за следующий цикл — 1,2—1,5 % гипса и защитный реагент
	156

	(КМЦ, ССБ). Гипсовый раствор устойчив к сульфатной и кальциевой агрессии. Хлоркальциевые растворы используют при бурении самораспус­кающихся неустойчивых глин, набухающих глинистых сланцев, ар­гиллитов. Наибольший ингибирующий эффект достигается при кон­центрации ионов кальция в растворе 2500-3500 мг/л. Кроме хлористо­го кальция в растворе обязательно присутствие извести и лигносуль-фонатов, оптимальное соотношение между которыми составляет 1:3:3. Для стабилизации раствора в него вводят КМЦ в комбинации с КССБ. Известь применяется для регулирования щелочности раствора. Добавки каустической соды нежелательны, так как с СаСЬ они обра­зуют гашеную известь и содержание ионов Са2+в растворе снижается. Малосиликатные глинистые растворы применяются при бурении в осыпающихся аргиллитах и глинистых сланцах, солевых отложениях. Они оказывают крепящее действие на стенки скважины. Состав раствора: 1,5-ь5 % жидкого стекла + 0,5-Н % КМЦ + + 3-ь5 % УЩР или 2ч-3 % ФХЛС. Конкретный вид промывочной жидкости (бурового раствора), его состав и рациональные области применения выбирают исходя из сле­дующих условий: физико-химические свойства горных пород геологи­ческого разреза; содержащиеся в них флюиды; пластовые и геостати­ческие давления; температура на забое и др. Основные факторы, кото­рые необходимо учитывать при выборе бурового раствора — это при­рода и состав дисперсионной среды и дисперсной фазы, а также харак­тер их действия на разбуриваемые горные породы. Ниже приводится описание наиболее часто используемых в разве­дочном бурении и бурении глубоких скважин на нефть и газ промы­вочных жидкостей, название которых обусловливается составом дис­персной фазы и дисперсионной среды, а также их основным действием на горные породы в скважине. БУРОВЫЕ РАСТВОРЫ НА ВОДНОЙ ОСНОВЕ Вода, как промывочная жидкость, обладает рядом благоприятных для повышения эффективности процесса бурения свойств: по сравнению с применением глинистого раствора проходка на долото увеличивается на 15-20 %, механическая скорость бурения возрастает на 25-40 % [3], но при использовании воды в процессе бурения глинистые породы набухают, разупрочняются, теряют устойчивость. Исходя из этого, вода в качестве бурового раствора применяется крайне редко только при бурении твердых неглинистых пород карбонатно-песчанистого состава, а также в сульфонатных горных породах (гипс, ангидрит). Нестабилизированные глинистые суспензии глин и суспензии на основе выбуренных горных пород, получаемые из глинопорошков или 157

	в процессе бурения из разбуриваемых глиносодержащих пород, при­меняют при бурении неглубоко залегающих пород в сравнительно ус­тойчивом разрезе, сложенном малопроницаемыми породами. В зави­симости от типа исходной глины и состава разбуриваемых пород средние показатели таких растворов следующие: плотность 1,05—1,24 г/см3; условная вязкость 25—50 с; значения показателя фильтрации, СНС и рН не регламентируются. В процессе бурения показатели нестабилизированных глинистых суспензий из выбуренных пород регулируются разбавлением водой. Гуматные растворы представляют собой буровой глинистый рас­твор, стабилизированный углещелочным реагентом (УЩР). Применя­ют эти растворы при бурении в сравнительно устойчивом разрезе, в котором отсутствуют набухающие и диспергирующиеся глинистые породы. Допустимая минерализация для гуматных растворов не более 3 %, их термостойкость в этих условияях не превышает 120-140 °С. В отсутствие минерализации фильтрация гуматных растворов остается небольшой даже при 200 °С, однако при высокой температуре усили­вается загустевание раствора. В зависимости от коллоидальности глины и жесткости воды на приготовление 1 м3 гуматного раствора требуется (в кг): глины 50—200, сухого УЩР 30-50, Na2CO3 3-5 (при необходимости), воды 955-905, утяжелитель добавляют до необходимой плотности раствора. При этом обеспечивается возможность получения растворов со следующими свойствами: плотность 1,03—2,2 г/см3, условная вязкость 20-60 с, CHd = 18^-60 дПа, СНС10 = 36-П20 дПа, показатель фильтра­ции 4-10 см3/30 мин, рН = 9-ПО. На повторные обработки в процессе бурения требуется 3—5 кг УЩР на 1 м3 раствора. Углещелочной реагент совместим с большинством реагентов (полиакрилатами, лигносульфонатами, КМЦ). Для предотвра­щения загустевания при температуре на забое выше 100 °С раствор обрабатывают УЩР в сочетании с хроматами (0,5—1 кг на 1 м3 раство­ра). Хромлигносульфонатные растворы — это буровые глинистые растворы, стабилизированные хромлигносульфонатными (феррохром-лигносульфонатными) реагентами (окзил, ФХЛС, КССБ-4) или ука­занными реагентами в сочетании с полимерами (КМЦ, М-14, метас, гипан). Такие растворы предназначены для разбуривания глинистых и ар-гиллитоподобных пород при высокой температуре на забое. Раствор отличается более высокой, по сравнению с гуматными и лигносульфо-натными растворами, устойчивостью к загущающему действию глин и более высокой термостойкостью (до 180 °С). Наибольший разжижающий эффект достигается при рН бурового раствора 9-10. 158

	На приготовление 1 м3 раствора только на основе хромлигносуль-фонатных реагентов (в пересчете на сухое вещество) необходимо (в кг): глины 80-200, окзила (ФХЛС) 10-20, КССБ-4 40-30, NaOH - 2-5, Na2Cr207 (К2Сг207) 0,5-1, пеногасителя 3-5, воды 940-900, утяжелите­ля—до получения раствора требуемой плотности. Показатели раствора: плотность 1,06—2,2 г/см3, условная вязкость 28-40 с, показатель фильтрации 4-10 см3/30 мин, CHCi = = 6-ь45 дПа, СНС10 = 12^-90 дПа, рН = 9-ПО. На приготовление 1 м3 хромлигносульфонатного раствора, в состав которого входят полимерные реагенты, в пересчете на сухие вещества необходимо (в кг): глины 40—100, Na2CC>3 3—5, полимерного реагента (КМЦ, М-14, метас и др.) 3-5, окзила 30-50, хроматов 0,5-1, NaOH 3-5 (для приготовления метаса, М-14 и нейтрализации окзила), воды 965— 925, утяжелителя — до получения раствора необходимой плотности. Показатели раствора: плотность 1,03—2,2 г/см3, условная вязкость 25-60 с, показатель фильтрации 3-6 см3/30 мин, CHCi = = 18-ь60 дПа, СНС10 = 24^-90 дПа, рН = 8ч-9. В качестве основы для хромлигносульфонатного раствора может быть использована глинистая суспензия, приготовленная из предвари­тельно гидратированной и диспергированной глины, или ранее приме­нявшийся раствор. В хромлигносульфонатный, как и в лигносульфонатный, можно пе­ревести любой пресноводный раствор. Регулирование показателей хромлигносульфонатного раствора аналогично лигносульфонатному. Показатель фильтрации регулируется добавками полимерного реаген­та (0,5-1,0 кг реагента на 1 м3 бурового раст- вора). Лигносульфонатные растворы — буровые глинистые растворы, стабилизированные лигносульфонатными реагентами (иногда в соче­тании с УЩР). Используются при разбуривании глинистых отложений, гипсов, ан­гидритов и карбонатных пород. Главная функция лигносульфонатных реагентов — понижение вязкости, основанное на сочетании стабилизи­рующего и ингибирующего эффектов. Ингибирующее действие каль­циевой ССБ в пресных растворах мягче, чем действие извести. Раствор термостоек до 130 °С. При бурении в глинистых разрезах наиболее эффективно разжижа­ется раствор при комбинированных обработках ССБ и УЩР. В зависимости от качества исходной глины на приготовление 1 м3 лигносульфонатного раствора требуется (в кг): глины 80-200, ССБ 30-40, УЩР 10-20, NaOH 5-10, пеногасителя 5-10, воды 940-900, утя­желителя — до получения раствора необходимой плотности. Указанные пределы компонентного состава обеспечивают получе­ние растворов с показателями: плотность 1,06-2,2 г/см3; условная вяз-
	159

	кость 18—40 с, показатель фильтрации 5—10 см3/30 мин, CHCi = дПа, СНС10 = 12^-90 дПа, рН = 8-П0. Полимерные буровые растворы представляют собой водные рас­творы высокомолекулярных полимеров (акрилатов, полисахаридов), структурированные малыми добавками бентонита или без него. Эти растворы предупреждают диспергирование разбуриваемых по­род и повышение содержания твердой и глинистой фаз в растворе. Они характеризуются низким содержанием глинистой фазы, что спо­собствует улучшению показателей бурения (повышение механической скорости проходки и проходки на долото). Главная проблема применения полимерных недиспергирующих растворов — предотвращение обогащения их выбуренной породой. По­этому в состав раствора вводят специальные реагенты-флокулянты селективного действия (например, гидролизованный полиакриламид — ПАА), флокулирующие кальциевую глину и грубодисперсную фрак­цию выбуренной породы. Термостойкость полимерных недиспергирующих растворов зависит от применяемых полимеров. Наибольшую термостойкость (до 250 °С) имеют растворы на основе акриловых полимеров. Полимерные недиспергирующие растворы предназначены для бу­рения в разрезах, сложенных устойчивыми низкоколлоидными глини­стыми и карбонатными породами. Полимерные растворы могут быть безглинистыми. В этом случае раствор представляет собой воду с добавкой полимера, обычно негид-ролизованного ПАА, улучшающего реологические свойства воды и ее выносящую способность и флокулирующего выбуренную породу. Для приготовления 1 м3 полимерного недиспергирующего раствора с низким содержанием высококоллоидной глинистой фазы (в пересче­те на сухое вещество) требуется (в кг): глины 40—50, полимера (КМЦ, М-14, метас) 5-4, воды 810-850, ПАА 25-50 (0,5%-ного раствора), нефти 100—80, утяжелителя — до получения раствора требуемой плот­ности. Свойства раствора: плотность 1,03—2,0 г/см3, условная вязкость 20— 60 с, показатель фильтрации 5-8 см3/30 мин, CHCi = = 12-ь60 дПа, СНСю = 24-ь90 дПа, рН = 8-ь9. Один из основных показателей качества полимерного недиспергирующего раствора — низкое содержание гли­нистой фазы, объемная доля которого не должна превышать 1,5—2 %. Для приготовления 1 м3 безглинистого раствора требуется 975—970 л воды и 25—30 кг ПАА (8%-ной концентрации). Для приготовления полимерного недиспергирующего раствора можно использовать пресный раствор, обработанный УЩР. Предвари­тельно определяют содержание глинистой фазы и при необходимости ее снижения раствор разбавляют водой, а затем вводят 0,5%-ный рас­твор ПАА из расчета 10—20 л/м3. 160

	При разбуривании высококоллоидных глин регулирование ре­ологических свойств полимерных растворов затруднено. В таких слу­чаях в раствор дополнительно вводят неорганические электролиты. Полимерные промывочные жидкости ППЖ (безглинистые) пред­ставляют собой растворы водорастворимых полимеров: гипана, К-4, К-9, полиакриламида (ПАА), карбоксиметилцеллюлозы и др. Полимерные жидкости обладают вязкостными свойствами, но низ­кими значениями статического напряжения сдвига и водоотдачи. Они образуют прочные изолирующие пленки на стенках скважины и по­верхности бурильных труб, снижающие коэффициент трения. Полимерные жидкости понижают гидравлические сопротивления при малых зазорах между бурильными трубами и стенками скважины, особенно при бурении комплексами ССК и КССК. Они позволяют применять форсированные режимы при алмазном бурении, сохраняют устойчивость стенок скважин при проходке довольно сложных геоло­гических разрезов. Технологическая схема приготовления ППЖ включает следующие операции: набухание полимера, его растворение с получением концен­трированного раствора в скоростных мешалках, разбавление концен­трированного раствора до требуемой рабочей концентрации. Полиакриламид в воде очень плохо растворяется, поэтому его под­вергают гидролизу. Гидролиз осуществляется в скоростных мешалках при энергичном перемешивании с горячим (90-95 °С) раствором кау­стической соды. Количество NaOH для гидролиза ПАА вычисляется по формуле: т2 = — j п где К — отношение сухого натра к количеству полимера в ПАА (К = 0,(н-1,2); С\ - массовая концентрация полимера в растворе, %; Q - общая масса гидролизуемого полимерного раствора, кг; п - коэффициент, зависящий от качества едкого натра в техническом продукте. Содержание полимера в рабочей промывочной жидкости 0,1-0,5 %. Полимерные промывочные жидкости по своим технологическим свойствам существенно превосходят воду и глинистые растворы: они в большой степени повышают устойчивость стенок скважины к воздей­ствию потока жидкости, обеспечивают смазочный эффект, исключают прихваты бурового снаряда при длительных остановках его вращения, снижают гидродинамическое давление в кольцевом зазоре между по­верхностями ствола скважины и бурового снаряда. Сведения о реагентах, синтетических полимерах, приведены в табл. 7.18.
	161

	Ингибирующие буровые растворы используются для снижения интенсивности поступления выбуриваемой породы в состав глинисто­го раствора. Такие растворы способствуют повышению устойчивости стенок скважин при бурении. В состав ингибирующих растворов вхо­дит неорганический электролит или полиэлектролит. Снижение размо-каемости и диспергирования выбуренных шламов достигается в ре­зультате следующих мероприятий: а)  ввод в суспензию электролита, содержащего поливалентный ка­тион (гипс, хлористый кальций); б)   обработка глинистого раствора солями-коагуляторами (NaCl, КС1); в) добавка солей поливалентных металлов, переходящих в растворе в гидроокиси; г)  обработка высокощелочными соединениями, увеличивающими глиноемкость буровых растворов; д) использование модифицированных лигносульфонатов; е) обработка раствора полимерными соединениями; ж)  добавка алюминиевых или железных высших жирных или наф­теновых кислот, придающих раствору дифильные свойства; з) комбинированные обработки указанными выше соединениями.
	162

	Таблица 7.18 Синтетические полимеры
	Реагент Исходные компоненты для получения реа­гентов Способ получения реагента Товарный вид реагента, содер­жание сухого вещества Влияние на глинистый раствор и примерная концентрация добавки на первичную обработку Способ ввода реагента в глинистый раствор пресный (<3-5%NaCl) соленый (>5%NaCl) Гидролизован-ный полиакри-лонитрил (гипан-1, гипан-0,7) Полиакрило-нитрил (ПАН), NaOH Щелочной гидролиз при 96-100 °С, соотношение ПАН и NaOH равно 1:1 при получении гипа-на-1 и 1:0,7 — гипана-0,7. Обра­зование сополимеров — акрила-та натрия, акриамида и акрило-нитрила при оптимальном со­отношении кислотно-амидного ба-ланса. Придание продукту стабилизирующих свойств Желтая вязкая жидкость с запа­хом аммиака (10 %) Снижает водо­отдачу, повы­шает вязкость (0,4-0,5 %) Снижает водоот­дачу (до 2 %). Эти свойства у гипана-0,7 проявляются сильнее, чем у гипана-1 В товарном ви­де при рН = =10+12 Полиакрило-амид (ПАА) Нитрил акрило­вой кислоты Замена нитрильной группы ак­риловой кислоты на амидную с последующей полимеризацией в присутствии реагентов окислите­лей-восстановителей Высоковязкая жидкость Является сильным коагулятором. Может применяться для обработки глинистых растворов с низкой концентрацией твердой фазы В товарном виде Гидролизован-ный полиакри-лоамид (РС-2) Полиакрило-амид триполи-фосфат натрия (ТПФН), NaOH Гидролиз ПАА. В глиномешалку загружают 600 кг 8%-ного рас­твора ПАА, 60 кг ТПФН, 60 кг NaOH и доливают водой до 4 м3. Образование сополимера акриловой кислоты и амида, обладающих стабилизирующи­ми свойствами Высоковязкая жидкость (1-2 %) Снижает водоотдачу, загущает глинистый раствор (0,5-2 %) В водном рас­творе
	163

	Продолжение табл. 7.18
	Реагент Исходные компоненты для получения реа­гентов Способ получения реагента Товарный вид реагента, содер­жание сухого вещества Влияние на глинистый раствор и примерная концентрация добавки на первичную обработку Способ ввода реагента в глинистый раствор пресный (<3-5%NaCl) соленый (>5%NaCl) РСМ РС-2, Na2CO3, хроматы Обработка РС-2, Na2CO3 и 0,01 % хроматов. Повышение ус­тойчивости продукта к солям кальция, магния и т.п. Тоже Подобен РС-2 Тоже Гидролизован-ный полиакри-лонитрил К-2 Полиакрилони-трил(ПАН) Щелочной гидролиз ПАН при 90-95 °С в течение 2 ч. Прида­ние продукту стабилизирую­щих свойств н Подобен гипану В щелочном растворе Метас Метилметакри-лат, метакрило-вая кислота, H2SO4, К2Сг207 На первой стадии образуется метакриламид, который поли-меризуется с метакриловой кислотой при 70—78 °С в ки­слой среде. Затем происходит отделение твердой массы и высушивание. Придание про­дукту стабилизирующих свойств и высокой термосоле-стойкости. Получение продукта в твердом виде Рассыпчатый комковатый по­рошок^ 50%) Тоже Тоже Гидролизован-ный полиакри-лонитрил К-9 Полиакрилони-трил(ПАН) Гидролиз ПАН при избытке щелочи при 95 °С. Придание продукту стабилизирующих свойств Высоковязкая жидкость (1— 2 %) Подобен гипану В водном рас­творе
	164

	Реагент М-14 Сополимер ме-такриловой ки­слоты с мета-крилатом Мелкогранули-рованный поро­шок белого цвета Подобен метасу, но выше по тер-мосол еустоичивости Тоже Метасол Сополимер ме-такриловой кис­лоты с мета-криламидом Тоже Подобен метасу. Оптимален при рН = 7-8 Лакрис-20 Термостойкий сополимер ме-такриловой ки­слоты с мета-крилатом в при­сутствии моно-этаноламина и щелочи Порошок или мелкие гранулы белого или жел­товато-белого цвета Эффективно снижает водоотдачу пресных и насыщенных NaCl бу­ровых растворов при температуре до 280 "С, рН раствора 8-10. Неэффективен при наличии Са2+, м/+ В сухом виде или в водном растворе
	165

	В практике бурения скважин при разбуривании глинистых пород для уменьшения числа осложнений, связанных с загустеванием раствора, сальникообразованиями и нарушениями целостности ствола скважины, нередко используют высокощелочные глинистые и безглинистые рас­творы с рН = 11-е-13. К ним относят растворы, обработанные лигносуль-фонатами в сочетании с едким натром, известковые, алюминатные, без­глинистые, солестойкие. Все высокощелочные системы ограниченно термостойки, и чем вы­ше коллоидальность разбуриваемых пород, тем ниже термостойкость раствора. Химические реагенты-стабилизаторы в высокощелочной среде ме­нее эффективны. Алюминатные растворы — буровые глинистые растворы на осно­ве кальциевой глины, содержащие ингибирующую добавку — высоко­щелочной алюминат натрия, стабилизированный лигносульфонатами. Алюминатные растворы бывают пресные и соленасыщенные. Пре­сные алюминатные растворы используют для разбуривания глинистых отложений в условиях невысоких (до 100 °С) забойных температур. В качестве реагента-стабилизатора используют только ССБ, применяе­мую совместно с алюминатом натрия. Алюминатные глинистые рас­творы обладают устойчивостью в широком диапазоне хлорнатриевой минерализации и небольшими показателями фильтрации. Для приготовления алюминатного глинистого раствора использу­ется черкасский немодифицированный бентонит или другая кальцие­вая глина. Алюминатный раствор, приготовленный из кальциевых глин, имеет преимущества перед раствором из натриевых глин: при равном расходе реагентов его показатель фильтрации ниже, а вязкость и СНС меньше. Порядок приготовления: в воду, содержащую необходимое количе­ство ССБ, добавляют глину и вводят алюминат натрия. В связи с не­достаточным выпуском алюмината натрия возможна его замена алю­минатом кальция, в качестве которого используют глиноземистый (или гипсоглиноземистый) цемент. На приготовление 1 м3 раствора требуется (в кг): глины 500-700, воды 765-540, ССБ (50%-ной концентрации) 30-150, NaAlO2 (30%-ной концентрации) 5—30. Получаемый раствор имеет плотность 1,3—1,5 г/см3. После приготовления раствор следует выдержать не менее суток. Так как плотность алюминатного раствора доходит до 1,5 г/см3, во многих случаях его можно использовать без утяжелителя. Однако приготовить алюминатный раствор плотностью 1,04-1,08 г/см3 не представляется возможным. Пенообразование у растворов, содержащих лигносульфонаты, уменьшается с увеличением добавок алюмината натрия и увеличением 166

	содержания глинистой фазы. Для предотвращения пенообразования в раствор вводят пеногасители (производные жирных кислот, PC, ПЭС, трибутилфосфат и др.). Известковые растворы представляют собой сложные многоком­понентные системы, включающие кроме глины и воды четыре обяза­тельных реагента: известь, каустик, понизитель вязкости, защитный коллоид. В их состав также могут входить нефть или дизельное топли­во, утяжелитель и различные добавки специального назначения. Известковые растворы применяются при разбуривании высококол­лоидных глинистых пород и аргиллитов. В результате применения известковых растворов повышается их глиноемкость, уменьшается пептизация выбуренной глины, снижаются набухание и вспучивание сланцев, слагающих стенки скважины, уменьшается опасность при­хватов. В отличие от алюминатных известковые растворы ограниченно со­лестойки (до 5 % по NaCl). Основной недостаток известковых растворов — невысокая термо­стойкость (100-120 °С). На приготовление 1 м3 известкового раствора (в пересчете на сухое вещество) требуется (в кг): глины 8—120, УЩР 5—10, лигносульфоната 50-30, каустика 5-3, воды 913—915,5, утяжелителя — до получения рас­твора требуемой плотности. Снижение фильтрации достигается добавками 1—3 кг/м3 КМЦ (ги-пан) или 20-30 кг/м3^ КССБ-4. Свойства растворов могут изменяться в широких пределах: плот­ность 1,08—2,2 г/см3, условная вязкость 18—30 с, показатель фильтрации 4-8 см3/30 мин, CHd = 6f24 дПа, СНС10 = 9ч-36 дПа, рН = 11-П2,5. Со­держание извести в растворе должно составлять 3-5 г/л, содержание ионов кальция в фильтрате раствора — 100—300 мг/л. Для приготовления известкового глинистого раствора глинопоро-шок должен предварительно продиспергировать в пресной воде с до­бавкой УЩР, воды, щелочного раствора лигносульфоната (ССБ, окзил или др.) и извести в виде пушонки или известкового молока (табл. 7.19). Для приготовления известкового раствора можно использовать пресный. Для перевода раствора в известковый основное значение имеют концентрация глинистой фазы и ее коллоидность. Известкование осуществляется в следующем порядке: при наличии в растворе высококоллоидных глинистых минералов сначала вводят щелочной раствор лигносульфоната (2—5 %) и при необходимости — воду. После получения вязкости 25—30 с (по воронке СПВ-5) раствор обрабатывают известью (0,5—1 %) в сочетании с щелочным раствором лигносульфоната (2—3 %). Если после известкования показатель
	167

	Таблица 7.19 Плотность известкового молока и содержание в нем СаО и Са(ОН)г (по А.И. Булатову, А.Г. Аветисову)
	Плотность, Содержание СаО, г Массовая доля г/см3 в 100 г в 1 л Са(ОН)2, % 1,009 0,99 10 1,31 1,017 1,96 20 2,59 1,025 2,93 30 3,87 1,032 3,88 40 5,13 1,039 4,81 50 6,36 1,046 5,74 60 7,58 1,054 6,65 70 8,79 1,061 7,54 80 9,96 1,068 8,43 90 11,14 1,075 9,30 100 12,29 1,083 10,16 ПО 13,43 1,090 11,01 120 14,55 1,097 11,86 130 15,67 1,104 12,68 140 16,76 1,111 13,50 150 17,84 1,119 14,30 160 18,90 1,126 15,10 170 19,95 1,133 15,89 180 21,00 1,140 16,67 190 22,03 1,148 17,43 200 23,03 1,155 18,19 210 24,04 1,162 18,94 220 25,03 1,169 19,68 230 26,01 1,174 20,41 240 26,96 1,184 21,12 250 27,91 1,191 21,84 260 28,86 1,198 22,55 270 29,80 1,205 23,24 280 30,71 1,213 23,92 290 31,61 1,220 24,00 300 32,51
	фильтрации повышается, то вводят 0,1-0,3 % КМЦ, 1-3 % КССБ или другие добавки. Существует несколько способов известкования. 1.  Последовательный ввод в глинистый раствор щелочного раство­ра лигносульфоната (два-три цикла), а затем известкового молока плотностью 1,10—1,12 г/см3. Недостаток этого способа — длительность процесса. 2.  Одновременный, но раздельный ввод реагентов — лигносульфо­ната, каустика и известкового молока. На первичную обработку расхо­дуется 1-2 % ССБ (50%-ной концентрации), 0,3-1 % каустической соды (плотностью 1,42 г/см3) и 1—2 % известкового молока (плотностью 1,10—1,12 г/см3), за первый цикл вводят каустическую соду и % ССБ, за 168

	последующие два-три цикла добавляют известь и остальное количест­во ССБ. 3. Обработка раствора реагентом БКИ. В 1 м3 такого реагента со­держится 625 л ССБ плотностью 1,26 г/см3, 150 л каустической соды плотностью 1,42 г/см3, 225 л известкового молока плотностью 1,10— 1,12 г/см3; соотношение между компонентами может меняться в зави­симости от состава разбуриваемых пород. Известковые растворы применяются до температуры 100—200 °С. Безглинистые солестойкие растворы состоят из бурого угля, кау­стической соды, воды и гидроксида поливалентного металла. Приме­няются при проводке скважин, осложненных наличием хемогенных отложений, осыпающихся и склонных к обвалам терригенных пород. Крепящее действие основано на образовании в определенных тем­пературных условиях не растворимых в воде цементирующих веществ — гидросиликатов и гидроалюминатов двухвалентных металлов. При отсутствии двухвалентных катионов в буровом растворе и разбури­ваемых породах происходит только химическое разрушение щелочью глинистых минералов без связывания продуктов разрушения в нерас­творимые соединения. При отсутствии каустической соды и наличии только ионов кальция буровой раствор превращается в разновидность кальциевых растворов. Крепящий эффект раствора лучшим образом проявляется при на­личии достаточно высокой концентрации каустической соды (не менее 0,2 %) и избытке в жидкости нерастворенного гидроксида двухвалент­ного металла: Са(ОН)2, Ва(ОН)2 и др. Недостатки этих растворов — низкая термостойкость и высокая ще­лочность. Так как при использовании данного раствора не исключена возможность перехода в него выбуренной породы, то возможно его сильное загустевание и даже затвердевание. Основные материалы для приготовления такого раствора — бурый уголь или торф, каустическая сода и гидроксид двухвалентного ме­талла. В начальной стадии приготовления необходимы повышенные концентрации каустической соды при насыщении системы по гидро-ксиду кальция и его некотором избытке. Количество бурого угля при приготовлении жидкости может ме­няться в зависимости от того, заменяется система глинистого раствора полностью или используется часть глинистого раствора, находящегося в скважине. Для приготовления 1 м3 раствора требуется (в кг): бурого угля 300— 400, каустической соды 15—20, известкового молока (плотностью 1,10-1,12 г/см3) 90-100, воды 750-700. При использовании части глинистого раствора на 1 м3 расходуется 50—150 кг бурого угля, 10—15 кг каустической соды, 15—45 л известко­вого молока. 169

	Вязкость раствора зависит от количества введенного бурого угля. Вследствие высокой щелочности (рН = 13-е-14) раствор термостоек до 100 °С. Кальциевые растворы — это ингибирующие глинистые, содержа­щие, кроме глины, воды, нефти и утяжелителя, реагенты-понизители вязкости, фильтрации и регуляторы щелочности, специальные вещест­ва — носители ионов кальция. Действие их заключается в основном в предотвращении перехода выбуренной глины в натриевую форму, в переводе натриевой глины в кальциевую, в результате чего снижаются гидратация и набухание сланцев. Известковый раствор с низким рН — кальциевый буровой рас­твор, содержащий в качестве ингибитора — носителя ионов кальция, гидроксид кальция, более высокий уровень растворимости которого обеспечивается пониженным значением рН раствора (9,0—9,5). Этот раствор предназначен для разбуривания глинистых отложе­ний; температурный предел 160 °С. В процессе бурения контролируют содержание кальция в фильтра­те, содержание извести в растворе и рН раствора. На приготовление 1 м известкового раствора с низким рН требует­ся (в кг): глины 80—200, лигносульфонатного реагента 20—30, пенога-сителя 3, полимерного реагента 5—10, воды 915—867, известкового мо­лока (р = 1,10-И,12 г/см3) 3-6, утяжелителя - до получения раствора необходимой плотности. Технологические показатели могут изменяться в широких пре­делах: плотность 1,04—2,2 г/см3, условная вязкость 25—40 с, показатель фильтрации 4-8 см3/30 мин, CHCi = 12-60 дПа, СНСю = 30-90 дПа, рН = 8,5-9,5. Основные характеристики этого раствора — содержание извести, которое должно поддерживаться на уровне 0,5—1,0 г/л, и ионов каль­ция в фильтрате (500—600 мг/л). Гипсоизвестковый раствор — ингибирующий кальциевый рас­твор, содержащий в качестве носителя ионов кальция гипс и гидро­ксид кальция. Гипсовые растворы предназначены для разбуривания высоко­коллоидных глинистых пород в условиях высоких температур на забое (до 160 °С). На приготовление 1 м3 гипсоизвесткового раствора необходимо (в кг): глины 80-200, воды 950-900, окзила (ФХЛС) 5-10, Са(ОН)2 или КОН 2-3, КМЦ 3-5, Na2Cr207 (К2Сг207) 0,5-1,0, гипса (алебастра) 15-20, пеногасителя 3—5, утяжелителя — до получения раствора необходи­мой плотности.
	170

	Показатели раствора: плотность 1,04—2,2 г/см3, условная вязкость 25-40 с, показатель фильтрации 3-6 см3/30 мин, CHCi = = 12-ь60 дПа, СНС10 = 30^-90 дПа, рН = 8,5-^9,5. Хлоркальциевый раствор — ингибирующий кальциевый раствор, содержащий в качестве ингибирующей добавки хлорид кальция. Хлоркальциевые растворы наиболее эффективны при разбуривании аргиллитов. Присутствие в фильтрате бурового раствора ионов каль­ция способствует значительному сокращению осыпей и обвалов при разбуривании неустойчивых отложений. Из-за отсутствия эффективных кальциестойких реагентов термо­стойкость его ограничена (100 °С). Глинистую суспензию на пресной воде обрабатывают КМЦ и КССБ. Одновременно с КССБ в раствор добавляют пеногаситель. По­сле получения оптимальных показателей (вязкость 25—30 с, CHCi = 12-ь24, СНСю = 30-ь60 дПа, показатель фильтрации 3-5 см3/30 мин) раствор обрабатывают хлоридом кальция и известью. На приготовление 1 м раствора требуется (в кг): глины 80—200, КССБ 5-70, КМЦ (крахмал) 10-20, СаС12 10-20, Са(ОН)2 3-5, NaOH 3-5, воды 920-870, пеногасителя 5-10. Калиевые растворы содержат в качестве ингибирующих добавок соединения калия. Действие калиевых растворов обусловлено наличи­ем ионов калия в глинистых минералах. Наиболее быстрое насыщение глин ионами калия происходит при рН = = 9-^10. Такие растворы эффективны при бурении неустойчивых глинистых сланцев. Существует ряд разновидностей калиевых растворов, отли­чающихся составом и некоторыми свойствами: хлоркалиевые и калие-во-гипсовые растворы. Хлоркалиевые растворы содержат в качестве ингибирующего электролита хлорид, а в качестве регулятора щелочности - гидроксид калия. Такие растворы предназначены для повышения устойчивости стенок скважины при бурении в неустойчивых глинистых сланцах раз­личного состава. На приготовление 1 м3 хлоркалиевого раствора требуется (в кг): глины 50-100, КС1 30-50, полимера (КМЦ, М-14, метас, крахмал) 5-10, КССБ 30-50, КОН 5-10, пеногасителя 2-3, воды 940-920, утяжелителя - до получения раствора требуемой плотности. Показатели раствора: плотность 1,08—2,0 г/см3, условная вязкость 25-40 с, показатель фильтрации 4—8 см3/30 мин, CHCi = = 12-ь60 дПа, СНС10 = 36^-120 дПа, рН = 9-^9,5. Основным показателем качества является содержание хлорида ка­лия в фильтрате, которое в большинстве случаев должно быть в преде­лах 30—70 г/л, однако в зависимости от условий бурения может быть увеличено до 150 г/л.
	171

	Калиево-ги псовый раствор содержит в качестве ингибирующих добавок соединения калия и кальция, в частности гипс. В отличие от хлоркальциевого такой раствор менее подвержен коагуляционному загустеванию, ингибирующее действие его сильнее. Калиево-гипсовые растворы используют для разбуривания высоко­коллоидальных глин, когда хлоркалиевый раствор недостаточно эф­фективен. Термостойкость зависит от используемого защитного реа­гента, но не превышает 160 ° С. На приготовление 1 м3 калиево-гипсового раствора требуется (в кг): глины 60-150, окзила (КССБ-4) 30-50, КМЦ (крахмала) 5-10, КС1 10-30, КОН 5-10, гипса (CaSO4) 10-15, пеногасителя 2-3, воды 930-890, утяжелителя — до получения раствора требуемой плотности. Показатели раствора: плотность 1,08—2,2 г/см3, условная вязкость 20-30 с, показатель фильтрации 4—8 см3/30 мин, CHCi = = 6-ь36 дПа, СНС10 = 12^-72 дПа, рН = 8ч-9. Основные показатели качества, определяющие назначение раствора, следующие: содержание хлорида калия в фильтрате (30-70 г/л) и со­держание ионов кальция (1000—1200 мг/л). Растворы с добавлением солей алюминия. Ионы алюминия ад­сорбируются на глинистых минералах более прочными связями, чем другие обменные катионы, при этом общая обменная емкость глини­стых минералов снижается. При повышении щелочности (рН > 4) соли алюминия переходят в нерастворимый в воде гидроксид. Буровые растворы имеют рН = 7, поэтому добавляемая в раствор соль переходит в гидроксид, а при высоких значениях рН — в раство­римые соединения, в которых трехвалентный металл находится в виде анионов. Алюминизированный раствор содержит в качестве ингибирующей добавки соли алюминия, переходящие в растворе в гидроксид алюми­ния. Термостойкость раствора достигает 200 °С и выше. Для приготовления раствора используют высококоллоидальную и комовую глины, сернокислый или хлористый алюминий, гидроксид натрия. В качестве разжижителя применяют модифицированные хромлигносульфонаты (окзил, ОССБ и др.). Снижение фильтрации достигается вводом полимерного реагента — КМЦ, метаса, М-14, гипа-на и др. На приготовление 1 м3 такого раствора требуется (в кг): глины 60— 150, соли алюминия 3—5, КМЦ (метас, М-14, гипан) 3—5, NaOH 1—3, хромпика 0,5-1, воды 970-935, окзила 10-30, утяжелителя - до полу­чения раствора требуемой плотности. Оптимальные значения рН бурового раствора, обработанного со­лями алюминия, находятся в пределах 8,5—9,5. Алюмокалиевый раствор содержит в качестве ингибирующей до­бавки алюмокалиевые квасцы и гидроксид калия; рН таких растворов 172

	поддерживается близким к нейтральному. Ингибирующее действие этого раствора выше, чем алюминизированного. Он может использо­ваться и для разбуривания увлажненных глинистых отложений. Раствор готовят аналогично алюминизированному. В качестве ин-гибирующей добавки вводят алюмокалиевые квасцы, гидроксид калия, бихромат калия. На приготовление 1 м3 раствора требуется (в кг): глины 60-150, KA1(SO4)2 3-5, КОН 1-3, К2Сг207 0,3-0,5, воды 960-920, окзила 20-30, метаса (М-14) 3—5, утяжелителя — до получения раствора требуе­мой плотности. Силикатные растворы — это растворы на основе водорастворимо­го силиката натрия (жидкого стекла). Силикат натрия в составе таких растворов выполняет роль ингиби-рующей добавки, что способствует повышению устойчивости стенок скважины при разбуривании осыпающихся пород. Упрочнение слан­цев происходит за счет легкого проникновения жидкого стекла в тре­щины и поры стенок скважины и быстрого выделения геля кремниевой кислоты, цементирующей поверхность ствола. Силикатный раствор готовят из предварительно гидратированного в пресной воде глинопорошка, в который вводят УЩР, КМЦ, силикат натрия. На приготовление 1 м3 силикатного раствора требуется (в кг): гли­ны 80-100, воды 935-900, УЩР 30-50, Na2Si03 20-40, КМЦ (М-14) 5-10, утяжелителя — до получения раствора требуемой плотности. Показатели раствора: плотность 1,05—2,0 г/см3, условная вязкость 20-40 с, показатель фильтрации 4-8 см3/30 мин, CHCi = = 9-ь45 дПа, СНСю = 27-Н35 дПа, рН = 8,5-ь9,5. 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. Гидрофобизирующие растворы имеют в своем составе вещества, вызывающие гидрофобизацию глинистых пород. Такими веществами являются кремнийорганические соединения или соли высших жирных или нафтеновых кислот. Эти соединения вследствие своей дифильности адсорбируются на глинистых минера­лах, создавая гидрофобный барьер, препятствующий контактированию глин с дисперсионной средой (водой). Растворы с кремнийорганическими соединениями в качестве инги-бирующей добавки содержат, например, ГКЖ-10, ГКЖ-11. В состав раствора кроме ГКЖ входят вода, глина и полимерный реагент — понизитель фильтрации, в качестве которого используются КМЦ, КССБ, ПАА и др. Защитные реагенты КМЦ, КССБ, полиакри-ламид в сочетании с кремнийорганической жидкостью проявляют вы- 173

	сокое стабилизирующее действие на коллоидную фазу бурового рас­твора. Растворы, обработанные защитными реагентами и ГКЖ, термо­стойкие. Раствор готовят непосредственно в процессе бурения при циркуля­ции технической воды через скважину. При использовании ПАА пред­варительно, за 1—2 сут до начала бурения, готовят комплексный реа­гент, в котором ПАА и ГКЖ берутся в соотношении 1:20 [в пересчете на 6%-ный ПАА марки АМФ это составляет 1:6, а на товарный ПАА (ГС)-1:10]. Состав реагента (в кг): ПАА (на сухое вещество) 2—3, кремнийор-ганическая жидкость (ГКЖ-10, ГКЖ-11) 40-60, воды 958-937. Для приготовления реагента в расчетное количество воды добав­ляют ПАА, содержимое перемешивают в течение 1—2 ч, затем добав­ляют ГКЖ и полученную смесь перемешивают до однородного со­стояния. При использовании ГКЖ в сочетании с КМЦ или КССБ раствор обрабатывают путем раздельного ввода реагентов. Вначале в воду до­бавляют 0,3-0,35 % ГКЖ, а затем по мере обогащения воды глинистой фазой раствор стабилизируют КМЦ или КССБ. Свойства раствора: плотность 1,0-1,24 г/см3, условная вязкость 25— 30 с, показатель фильтрации 5-8 см3/30 мин, CHCi = = 12-ь60 дПа, СНС10 = 27^-90 дПа, рН = 8ч-9. Раствор, обработанный мылами жирных кислот, содержит в качестве добавок алюминиевые мыла высших жирных и нафтеновых кислот, обеспечивающих ингибирование и гидрофобизацию. При взаимодействии щелочных мыл с катионами трехвалентных металлов (железа, алюминия) образуются нерастворимые в воде, но химически активные мыла, которые в зависимости от рН среды могут быть одно-, двух- и трехзамещенные. Готовят раствор из предварительно гидратированного в пресной воде глинопорошка. Полученную суспензию обрабатывают полимер­ным реагентом, вводят смесь нафтената алюминия с нефтью. Для приготовления 1 м3 глинистого раствора требуется (в кг): гли­ны 30—80, полимерного реагента (КМЦ, гипан, метас, М-14) 3—5, ОП-10 10-7 (при необходимости утяжеления), воды 875-888, смеси СНАН (мылонафт, квасцы, нефть в соотношении 2:0,6:1,0) 100—70. Свойства раствора: плотность 1,06-1,18 г/см3, вязкость 18— 20 с, показатель фильтрации 3-5 см3/30 мин, CHCi = 6-е-18 дПа, СНСю = 12^-24 дПа, рН = 8ч-9. Соленасыщенные растворы применяют для устранения каверно-образования при разбуривании соленосных толщ. В зависимости от пластовых давлений, мощности и состава соле­носных пород бурение осуществляют с применением рассола, глини- 174

	стого соленасыщенного раствора, не обработанного реагентами-понизателями фильтрации, и соленасыщенного глинистого раствора, стабилизированного реагентами. Необработанный глинистый соленасыщенный раствор включает в себя глину, воду и соль. Для улучшения смазывающих свойств добав­ляют нефть, графит, а при необходимости создания высокой плотности — утяжелитель. Такой раствор используют для разбуривания солей без пропластков терригенных отложений, он может применяться при температуре до 160 °С. Раствор готовят на основе гидратированного в пресной воде глино-порошка (сарипохский бентонит, палыгорскит), вводят каль­цинированную и каустическую соду. После приготовления глинистую суспензию обрабатывают нефтью в сочетании с графитом, добавляют соль до насыщения и при необхо­димости — утяжелитель. Для приготовления 1 м3 раствора требуется (в кг): глины 100—200, NaCl 265-255, нефти 80-100, графита 5-10, NaOH 10-20, Na2CO3 10-40, воды 700—710, утяжелителя — до получения раствора необходимой плотности. Свойства: плотность 1,2-2,0 г/см3, условная вязкость 20-40 с, CHCi = 12-ь36 дПа, СНСю = 24-ь72 дПа, показатель фильтрации не регламен­тируется, рН = 7-ь8. Стабилизированный соленасыщенный раствор кроме глины, во­ды, соли и нефтепродуктов содержит солестойкий полимерный реа­гент (крахмал, КМЦ или акриловый полимер). Такой раствор предна­значен для бурения в солях с пропластками глинистых отложений. Термостойкость соленасыщенного стабилизированного раствора за­висит от используемого полимерного реагента (крахмал, КМЦ, поли-акрилаты) и может составлять 100—220 °С. Раствор готовят на основе гидратированного в пресной воде глино-порошка (бентонитовый, палыгорскитовый, гидрослюда). В приготов­ленную глинистую суспензию добавляют 10—20 кг кальцинированной соды. Затем вводят реагент-стабилизатор, лигносульфонатный реагент, нефть и в последнюю очередь добавляют соль до насыщения. На приготовление 1 м глинистого раствора необходимо (в кг): глины 80-100-200, Na2CO3 10-20-10, полимерного реагента (крахмал, КМЦ, полиакрилат) 20-30-20, лигносульфоната (ССБ, ФХЛС, КССБ) 10-20-10, NaOH 10-20-10, NaCl 260-240-250, нефти 80-100-80, воды 730-680-690, утяжелителя - до получения раствора необходимой плотности. Свойства раствора: плотность 1,2—2,0 г/см3, условная вязкость 25— 60 с, показатель фильтрации 3-5 см3/30 мин и более, CHCi = = 24-ь90 дПа, СНС10 = 36^-135 дПа, рН = 7,5-^8,5. 175

	Раствор на основе гидрогеля магния состоит из воды и полимер­ного реагента. В качестве структурообразователя, ингибирующей до­бавки и насыщающих солей используют соли магния и гидроксид на­трия. При взаимодействии солей магния с гидроксидом натрия образу­ется гидрогель магния Mg(OH)2, который постепенно переходит в бо­лее устойчивое соединение — пятиокисный оксихлорид магния — 5MgOMg(OH)213H2O. Гидрогель магния применяют при разбуривании терригенных по­род. Он препятствует быстрому увлажнению глинистых минералов, повышает устойчивость ствола скважины. Раствор, насыщенный соля­ми магния, используют для разбуривания соленосных пород — бишо-фита, карналлита. Для разбуривания солей готовят соленасыщенный раствор. При циркуляции через скважину добавляют 1,5—2 % оксида (гидроксида) щелочного металла в виде концентрированного раствора или "моло­ка". Через 1—2 ч в зависимости от интенсивности перемешивания и температуры раствор приобретает гелеобразную консистенцию. По­сле того как условная вязкость повысится до 30—40 с, a CHCi — до 20-30 дПа, в гидрогель добавляют реагент-понизитель фильтрации (КМЦ, крахмал, КССБ, окзил). В целях экономии щелочи в образовавшийся гидрогель добавляют 5—10 % оксида или гидроксида магния. На приготовление 1 м3 раствора требуется (в кг): MgCl2 (MgSO4) 300-280, NaOH 15-20, Mg(OH)2 или MgO 50-100, КМЦ 20-25, КССБ-4 30-50, воды 850-800. Свойства раствора: плотность 1,2—2,0 г/см3, условная вязкость 20— 40 с, показатель фильтрации 5-10 см3/30 мин и более, CHCi = 6-ь36 дПа, СНС10 = 12^-42 дПа, рН = 7,5-^8,5. Эмульсионные растворы бывают I типа (растворы на водной ос­нове или типа "масло в воде"), представителями которых являются эмульсионные безглинистые и эмльсионно-глинистые растворы (ЭГР), а также II типа (растворы на углеводородной основе — РУО или типа "вода в масле"), представителями которых являются безводные РУО (в составе до 5 % воды) и обращенные (инвертные) эмульсионные рас­творы (в составе до 30-60 % воды). Эмульсионные безглинистые или водно-эмульсионные растворы представляют собой водомасляные эмульсии — коллоидные компози­ции, состоящие из двух (или нескольких) несмешивающихся в обыч­ных условиях между собой жидкостей, одна из которых раздроблена до капель (дисперсная фаза) и равномерно распределена в объеме дру­гой непрерывной части системы (дисперсионной среде). Обязательный компонент таких систем — масляная фаза, тонкодис-пергированная в непрерывной водной среде. Масляная фаза представ­ляет собой антифрикционную добавку к водной среде для улучшения 176

	ее смазочных свойств, в качестве которой используется большая груп­па нефтяных масел (трансмиссионных, машинных, трансформаторных, нефтяных и др.), а также жировых гидронов и талловых масел. Для улучшения смазочных свойств различные масла смешиваются для по­лучения компаундов антифрикционных добавок. Масляная фаза эмульсионных растворов довольно быстро коалес-цирует с последующим расслоением масла и воды. Для исключения этого и в целях повышения стабильности эмульсий, а также обеспече­ния получения тонко диспергированных (10~2— 1СГ4 см) капелек масла в воде (эмульгирования) в состав эмульсий вводятся поверхностно-активные вещества, хорошо растворимые в воде. При выборе концентратов для приготовления эмульсионных про­мывочных жидкостей и определения их рабочей концентрации необ­ходимо исходить из данных, приведенных в табл. 7.20. Эмульсионные глинистые растворы (ЭГР) применяются чаще всего при бурении мощных толщ, глинистых и глинисто-карбонатных пород, склон­ных к образованию сальников на бурильных трубах. Эмульсионные глинистые растворы можно получить практически из всех растворов на водной основе независимо от степени минерали­зации, для чего исходный глинистый раствор обрабатывают химиче­скими реагентами, а затем вводят 8—15 % нефти. Таблица 7.20 Характеристика концентратов для приготовления эмульсионных растворов
	Марка кон­центрата ГОСТ или ТУ Состав Назначение Завод-из­готовитель Паста коже­венная эмуль­гирующая ГОСТ 5344- 75 Натровое масло синтетических жирных кислот (продукты окис­ленного петро-латума) 35-40 %; не- омы­ленный остаток окисленной мас­сы не более 15 %; вода не более 15 %; масло ве­ретенное "ЗВ" остальной до 100 %, но не менее 25% Для приготовления на мягкой воде эмульсий, использующихся при алмазном бурении на объектах с мягкими, слабоминерализован­ными водами (содержа­ние ионов кальция, маг­ния до 5 мг-экв/л) Нефтехими­ческие заво­ды Эмульсол лесохими­ческий ЭЛ-4 ТУ 81-05-52-75 Натровое мыло полимеров ка-нифольно-экс-тракционного Для приготовления на мягкой и слабожесткой воде эмульсий, исполь­зующихся при алмазном Лесохими­ческий завод (606800, Горьковская
	177

	производства 20 %; нигрол зим­ний 60 %; сма­чиватель ОП-7 10%; вода 10%			бурении на объектах с водами повышенной жесткости и мине­рализации (содержание ионов кальция, магния до 45 мг-экв/л)_________	обл., г. Урень-2)
	Эмульсол нефтехими­ческий ЭН-4	ТУ 38-101628-76	Смесь жирных и смоляных ки­слот, поверхно­стно-активные вещества не-ионогенного ти­па, индустриаль­ное масло	Для приготовления на воде любой жесткости эмульсий, использую­щихся при алмазном бурении на объектах с жесткими и минерали­зованными водами (со­держание ионов кальция до 3000 мг-экв/л, магния - до 1350 мг-экв/л, на­трия — до 2000 мг-экв/л, а также эмульсий, используемых при буре­нии многолетнемерзлых горных пород	б. Ленинград­ский опытный нефтемасло-завод им. Шаумяна (196102, г. Санкт-Пе­тербург, ул. Салова, 51
	Продолжение табл. 7.20
	Марка кон­центрата ГОСТ или ТУ Состав Назначение Завод-из­готовитель Концентрат солестойкой промывочной жидкости Ленол-10 ТУ 38-101816-80 Индустриальное масло, талловое масло, смесь неионогенных поверхностно-активных ве­ществ Для приготовления на воде любой жесткости эмульсий, использую­щихся при высокочас­тотном алмазном буре­нии на объектах с лю­быми, в том числе весь­ма сложными (жесткие, минерализованные воды) условиями Рижский завод сма-зок и СОЖ (226034, Ри­га, ул. Твайни, 35. Опыт-ные партии) Концентрат солестойкой промывочной жидкости Ленол-32 ТУ 38-101816-80 Индустриальное масло, смесь жирных кислот, смесь высших спиртов, смесь неионогенных поверхностно-активных ве­ществ Для приготовления на воде любой жесткости эмульсий, использую­щихся при высокочас­тотном алмазном буре­нии на объектах с лю­быми, в том числе весь­ма сложными (жесткие, минерализованные воды) условиями Рижский завод сма-зок и СОЖ (226034, Ри­га, ул. Твайни, 35. Опыт-ные партии) Концентрат низкотемпе-ратуростой- ТУ 384, 01.79-79 Минеральное масло, смесь неионогенных Для приготовления эмульсий на соленой (до 12 %) и любой жесткости Бердянский опытный нефгемасло-
	178

	кой промы­вочной жид­кости Моро-зол-2	поверхностно-активных ве­ществ, серосо­держащая при­садка, ингибито­ры коррозии	воде, использующихся при скоростном бурении многолетнемерзлых по­род с температурой до — 7,4 °С	завод (332440, За-порож-ская обл., Бер­дянск, ул. Шаумя-на, 2
	Наилучшая стабильность ЭГР получается после обработки реаген­тами (УЩР, ССБ, КМЦ, крахмалом и др.), которые усиливают роль глинистых частиц как эмульгатора нефти. При недостаточной ста­бильности ЭГР в него дополнительно вводят эмульгаторы: ДС, газой-левый или керосиновый контакт, различные мыла в концентрации 0,5— 1,0%. Эмульсионный глинистый раствор характеризуется следующими основными параметрами: плотность 1,05—1,15 г/см , условная вязкость 18-25 с, водоотдача 3-7 см3/30 мин, CHCi = 1,Of 1,5, СНСю = 2,0ч-2,5. РАСТВОРЫ НА УГЛЕВОДОРОДНОЙ ОСНОВЕ Эти растворы применяются для сохранения коллекторских свойств про­дуктивных коллекторов и предупреждения осложнений при бурении в неустойчивых разрезах. Инвертные эмульсии — растворы специального назначения. Они предназначены для вскрытия и освоения продуктивных пластов и бу­рения соляных отложений с пропластками калийно-магниевых солей. Степень гидратации глин зависит от активности водной фазы, ко­торую регулируют уровнем минерализации водной фазы в растворе. Инвертные эмульсии отличаются высокой стабильностью свойств. Они устойчивы при большом количестве выбуренной породы. Известково-битумный раствор (безводный РУО), дисперсион­ной средой которого служит дизельное топливо или нефть, а дисперс­ной фазой — высокоокисленный битум, гидроксид кальция, барит и небольшое количество эмульгированной воды. Применяется при раз-буривании легко набухающих, склонных к обвалам глинистых пород, при проходке соленосных отложений, представленных высокораство­римыми солями (преимущественно поливалентных металлов), а также при вскрытии продуктивных пластов с низкими коллекторскими свой­ствами. Благодаря хорошим смазочным свойствам такой раствор повышает стойкость долот. Раствор обладает высокой термостойкостью (200—220 °С). Разработан в РГУ НГ им. И.М. Губкина. Содержание компонентов в 1 м3 раствора различной степени утя­желения приведено в табл. 7.21.
	179

	Учитывая непостоянство состава и свойств большинства исходных материалов, используемых для приготовления раствора, указанный в табл. 7.21 компонентный состав в каждом конкретном случае уточня­ют в лаборатории. При этом оптимальное соотношение извести и би­тума должно варьировать от 1:1 до 2:1. Для раствора характерны нулевая или близкая к ней фильтрация и содержание воды, не превышающее 2-3 %. Необходимое условие приготовления раствора — возможность тща­тельного и интенсивного перемешивания исходных компонентов для равномерного распределения их в растворе, гидрофобизации твердой и эмульгирования водной фаз. Поэтому основное внимание уделяют равномерности ввода исходных компонентов, перемешиванию и на­греванию. Эмульсионный известково-битумный раствор (инвертный РУО) — инвертный эмульсионный раствор на основе известково-битумного раствора, содержащий в качестве дисперсной фазы
	180

	Таблица 7.21 Состав РУО, кг на 1 м3 раствора (по А. И. Булатову, А.Г. Аветисову)
	Компоненты Плотность, РУО, г/см3 1,2 1.3 1.4 1.5 1,6 1.7 1,8 1.9 2,0 2,1 2,2 2,3 Дизельное топливо марки ДЛ 563 546 529 512 495 478 461 444 427 410 393 376 Битум с температурой размягчения 120— 155 °С 155 145 135 125 115 105 95 85 75 65 55 45 Известь негашеная (СаО) 310 290 270 250 230 210 190 170 150 130 ПО 90 Вода1 60 56 52 48 44 40 36 32 28 24 20 16 Сульфонол, НП-3 или НП-1 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 Барит с влажностью менее 2 % 100 250 400 550 700 850 1000 1150 1300 1450 1600 1750
	1 Масса воды приведена из расчета 60%-ной активации извести.
	181

	минерализованную воду и твердые компоненты ИБР (битум, известь, барит). Такой раствор по свойствам близок к ИБР, но имеет и некоторые отличия, обусловленные высоким содержанием воды. В частности, он имеет более высокий показатель фильтрации и пониженную термо­стойкость (180-190 °С). Ниже приведены показатели качества. Электростабильность (напряжение электропробоя), В............................... >250-300 Глиноемкость (максимальная добавка бентонита, которая не приво­дит к снижению электростабильности), %........................................................>20 Показатель фильтрации, см3/30 мин...................................................................<1 Наличие воды в фильтрате...................................................................................... Нет Свойства такого раствора регулируют аналогично регулированию свойств ИБР. Высококонцентрированный инвертный эмульсионный раствор разработан во ВНИИБТ и предназначен для бурения скважин с темпе­ратурой на забое, не превышающей 70 °С. В указанных условиях рас­твор устойчив при наличии большого количества выбуренной породы и отличается высокой стабильностью свойств. Состав раствора в расчете на 1 м3 (в л): дизельное топливо или нефть 450; водный раствор соли MgCl2, СаС12 или NaCl2 450; СМАД 30—40; эмульгатор (эмультал) 15—20; бентонит 10—15 кг; барит — до получения плотности раствора, предусмотренной ГТН. Термостойкость такого раствора на основе эмультала можно повы­сить введением в его состав окисленного битума в виде 15—20%-ного битумного концентрата. При температуре до 100 °С концентрация битума должна состав­лять 1 % (10 кг на 1 м3), при 100-200 °С - 2 % (20 кг на 1 м3), при более высокой температуре (140-150 °С) - 3 % (30 кг на 1 м3). Для этого рас­твора характерны следующие показатели. Электростабильность, В..............................................>100 Глиноемкость, %............................................................. >20 Показатель фильтрации, см3/30 мин..................... <0,5 Наличие воды в фильтрате........................................ Нет Термостойкий инвертно-эмульсионный раствор разработан сов­местно во ВНИИБТ и в СевКавНШ Шнефти. Это инвертная эмульсия на основе мыльного олеогеля (жирных кислот окисленного петролату-ма), катионактивных ПАВ (АБДМ-хлорида) и органофильных глин, получаемых путем модификации бентонита в среде базовой эмульсии, и предназначен для бурения скважин при забойной температуре до 200
	182

	Преимущества этих растворов заключаются в низкой эффективной вязкости, высоком сдвиговом разжижении и хорошей выносящей спо­собности. Оптимальные составы базового раствора с различным пределом термостойкости приведены в табл. 7.22, составы утяжеленных эмуль­сий в зависимости от их плотности, водомасляного отношения и кон­центрации органоглины — в табл. 7.23. Основные показатели, характеризующие устойчивость эмульсии, для таких растворов должны находиться в следующих пределах. Электростабильность, В................................................................................................ 250- 450 Показатель фильтрации при 150 °С, см3/30 мин.............................................. 2—3 Наличие воды в фильтрате......................................................................................... Нет Общепринятые технологические показатели обычно соответствуют следующим значениям: пластическая вязкость 60-90 мПа-с, CHCi = 12^-85 дПа, СНС10 = 24-И 10 дПа. Пластическую вязкость и статическое напряжение сдвига снижают добавкой небольшого количества дизельного топлива или неутяже-
	Таблица 7.22 Оптимальные составы термостойких эмульсий (по А.И. Булатову, А.Г. Аветисову)
	Соотношение фаз (вода:масло) Содержание мыльного эмульгатора, % Концентрация бентонитовой глины, % Предел термостой­кости, °С СМАД СаО черкас-ской саригюх-ской асканской 60:40 4 4 4 2 2 2 2,0 3,0 1,5 2,0 3,0 1,0 1,5 2,0 100 125 150 50:50 4 2 - 5,0 4,0 180 40:60 4 2 - 6,0 5,0 200
	Таблица 7.23 Оптимальные составы утяжеленных эмульсий (по А.И. Булатову, А.Г. Аветисову)
	Соотношение фаз (во- Концентрация орга- Плотность эмуль- Предел термо- да:масло) ноглины, % сии, г/см3 стойкости, °С 60:40 3 1,25 150 50:50 3 1,50 150 40:60 3 2,00 180 30:70 4 2,25 200 20:80 5 2,50 200
	183

	ленной базовой эмульсии. Таблица 7.24 Состав эмульсии на основе эмульсина ЭК-1 (по А.И. Булатову, А.Г. Аветисову)
	Состав, кг/м3, при плотности, г/см3 1,04 1,50 1,70 1,90 2,10 Дизельное топливо 377 320 320 325 346 Эмульсия ЭК-1 100 85 79 73 70 Вода 488 396 336 276 230 СаС12 85 83 71 58 47 Жирные кислоты (НЖК) - 3 4 6 7 Барит - 612 890 1162 1400
	Разбуриваемые глинистые породы не накапливаются в циркули­рующей эмульсии, полностью выносятся из скважины и легко отделя­ются от нее с помощью вибросит с размерами ячеек не более 0,6-0,8 мм. Термостойкая инвертная эмульсия на основе порошкообразно­го эмульгатора эмульсина ЭК-1 разработана во ВНИИКрнефти. Она обладает высокой устойчивостью к действию температуры (до 200 °С) и солевой агрессии. Отсутствие в ее составе водорастворимых ПАВ сдерживает поступление выбуренной породы в эмульсию, что обеспе­чивает стабильность ее свойств. Количественный компонентный состав инвертной эмульсии на осно­ве эмульсина ЭК-1 различной плотности указан в табл. 7.24. Показатели свойств инвертной эмульсии приведены ниже. Плотность, г/см3...................................................................................1,03—2,1 Условная вязкость, с.......................................................................... 150—200 CHCi/io, дПа..........................................................................................3-24/12-48 Показатель фильтрации, см3/30 мин.......................................... 3—6 Электростабильность, В................................................................... 250-500 Глиноемкость, г/л, не менее...........................................................225 Наличие воды в фильтрате.............................................................Нет ГАЗООБРАЗНЫЕ АГЕНТЫ В качестве газообразных агентов при бурении скважин используют воздух от компрессорных установок, природный газ из магистральных газопроводов или близлежащих газовых скважин, выхлопные газы двигателей внутреннего сгорания. Применение сжатого воздуха в бурении позволяет достичь высоких технико-экономических показателей ввиду специфических свойств газообразного агента.
	184

	Воздух (газ) обладает низкой плотностью, малой вязкостью и легко сжимается, что обеспечивает высокие скорости восходящего потока при сильной его турбулентности. В результате этого забой полностью очищается от шлама, происходит хорошее охлаждение породоразру-шающего инструмента. Отсутствие гидростатического давления повы­шает эффективность разрушения горной породы, воздух не загрязняет продуктивные горизонты, улучшается качество опробования. Бурение с воздухом целесообразно использовать в следующих ус­ловиях: а)  при бурении по трещиноватым и закарстованным породам в ус­ловиях потерь циркуляции промывочной жидкости в целях снижения затрат на борьбу с поглощениями; б) в безводных, пустынных и высокогорных районах, где затрудне­но водоснабжение; в)  в районах вечной мерзлоты с целью снижения осложнений, свя­занных с замерзанием промывочной жидкости; г) в породах, взаимодействующих с водой и теряющих свою устой­чивость; д)  при бурении скважин на воду в целях лучшей отбивки продук­тивного горизонта и его освоения. Бурение с воздухом имеет и ряд недостатков: а)  ограничена глубина бурения из-за технических возможностей компрессора (давление, расход воздуха); б) затруднено бурение в обводненных породах, в несвязных, сыпу­чих, а также липких пластичных породах; в)  требуются дополнительные затраты для установки пылеулавли­вающих устройств; г) снижается выход керна в трещиноватых породах. Успех бурения с продувкой воздухом зависит от рабочих парамет­ров компрессора (давления, расхода воздуха), компоновки бурового снаряда и схемы обвязки поверхностного оборудования. При выборе вида газообразного агента необходимо учитывать не только экономическую целесообразность, но и безопасность проведения буровых работ. Наибольшее распространение получили бурение скважин и вскры­тие продуктивного пласта прямой циркуляции с использованием сжа­того воздуха или газа. При использовании природного газа от действующей скважины или магистрального газопровода на нагнетательной линии к буровой установке располагают редукционный клапан, регулирующий расход. Далее на линии устанавливают спускные краны и влагоотделители. Газ, выходящий из скважины, сжигается на конце выкидной линии (длина не менее 80-100 м). Если газ используется вторично (при замк­нутой системе циркуляции), то его предварительно очищают от шлама 185

	Таблица 7.25 Оптимальная концентрация пенообразующих ПАВ в зависимости от минерализации пластовой воды (по А.И. Булатову и А.Г. Аветисову)
	Оптимальная Характеристика пластовой концентрация ТТ А Г> (i/ / * воды Отношение ПАВ 11АВ, % (К объему во- ТТЫ^ В TTG- Темпе­ратура, допустимой концентра- химиче- степень минера- °С ции шлама к ресчете на активное ский тип лизации объему воды вещество Сульфонол 0,23 Гидрокарбо- Пресные и сла- 20-50 1:2-1:1 НП-1 натнокаль- боминерализо- "Прогресс" 0,10 циевые, ванные (плот- 1:2-1:1 ОП-10 0,10 сульфатные и ность 4:1-1:1 ОП-7 0,10 хлоридные 1,0015 г/см3 4:1-1:1 КАУФЭ-14 0,12 жесткость ~ 1:2 Азолят 0,10 = 0,09 моль/кг) 1:2 "Прогресс" 0,20 Сульфатно- Среднеминера- 20-50 1:2 ОП-10 0,20 натриевые лизованные и 4:1-1:1 ОП-7 0,20 минерализован- 4:1-1:1 Сульфонол 0,42 ные (плот-ность 1:2 НП-1 1,0015-1,0283 г/см3, жесткость 0,09- 1,43 моль/кг) "Прогресс" 1,0-1,20 Хлоркаль- Рассолы 20-50 1:2 циевые р = 1,19 г/см3
	и влаги в сепараторах, трапах и фильтрах, а затем подают в компрес­сор. Эта схема, хотя и громоздка, но более экономична, так как спо­собствует снижению суммарного расхода газа на бурение. Аналогичная схема используется и при бурении с продувкой воз­духом. В случае притоков пластовой воды в состав воздуха вводятся пенооб-разующие ПАВ. Наибольшее значение притока пластовых вод для буре­ния с очисткой забоя воздухом с добавкой ПАВ составляет около 120 л/ч. При притоках воды в указанном выше диапазоне использование ПАВ предотвращает образование шламовых пробок и уменьшает возможность возникновения осложнений. Характеристики ПАВ, рекомендованных для бурения с использо­ванием газообразных агентов, приведены в табл. 7.25. ГАЗОЖИДКОСТНЫЕ СМЕСИ (ГЖС) При бурении применяются их следующие их разновидности: аэрозоли (туманы) - аэродисперсные системы, в которых непре­рывной дисперсионной средой является воздух или газ, а дисперсной 186

	фазой — жидкость в виде мельчайших капелек. Плотность аэрозолей составляет 0,005-0,05 г/см3; аэрированная жидкость - система, в которой дисперсионную среду образует непрерывная жидкая часть, а воздух образует дисперсную фазу. Плотность аэрированной жидкости составляет 0,05-0,1 г/см ; пена - дисперсная система, состоящая из ячеек пузырьков воздуха (дисперсная фаза), разделенных пленками жидкости, являющейся непре­рывной дисперсионной средой. Жидкие пленки, разделяющие пузырьки, образуют в совокупности пленочный каркас, служащий основой пены. Плотность пен составляет 0,05-0,1 г/см3. Области применения различных видов газожидкостных смесей можно разделить следующим образом: 1)  аэроэмульсии — слабосцементированные и водочувствительные глинистые породы, незначительные водопритоки; 2)  аэрированные жидкости и пены: поглощающие промывочную жидкость горные породы с интенсивностью поглощения до 5 м3/ч — рекомендуется применять аэрированные жидкости; до 8—10 м3/ч реко­мендуется применять пены. Кроме того, пены рекомендуется использовать при бурении по сла-босцементированным, высокопористым породам; в безводных и за­сушливых районах; в карстовых зонах, в условиях многолетнемерзлых пород и в породах, склонных к набуханию. Получение пены основано на интенсивности смешивания водного раствора ПАВ-пенообразователя, подающегося от дозирующего насо­са или дозатора, и потока сжатого воздуха, нагнетаемого компрессо­ром. В настоящее время разработаны и используются в определенных условиях технологические схемы обвязки устья скважины при буре­нии с пенами. Создание таких схем направлено на получение хороших технико-экономических показателей при наиболее простой схеме ге­нерации пены и подачи ее в скважину. Наиболее рационально использовать при глубине скважины до 250 м насосно-компрессорную схему генерации пены при бурении (рис. 7.1, а). При бурении глубоких скважин с пенами такая схема (рис. 7.1, б) диктует необходимость использования компрессоров, развивающих большое давление, когда бурение с пенами становится экономически не выгодным. В этом случае необходимо использовать специальное дожимное устройство для получения и нагнетания пены в скважину при использовании серийных широко распространенных компрессоров низкого давления (0,7 МПа). При бурении с пенами скважин глубиной до 1500 м используется дополнительный дозирующий насос на всасы­вающей линии.
	187

	10-,	-11
	■м—
	12 V
	14 8 9
	13
	16
	Рис. 7.1. Схема обвязки скважины при бурении с пеной: а — глубиной до 250 м: 1 — компрессор; 2 — сливная труба; 3 — скважина; 4 — прибор для определения кратности пены; 5, 10 — трехходовые краны; 6 — пеногенератор; 7 — возду­хопровод к эжектору; 8 - расходомер воздуха; 9 - обратный клапан; 11 - насос; 12 -емкость с раствором ПАВ; 13 - кран; 14 - воздуховод к пеногенератору; 15 - эжектор; б — глубиной свыше 250 м: 1 — скважина; 2 — насос; 3 — компрессор; 4 — дожимное устрой­ство; 5 - манометр; 6 - обратный клапан; 7 - расходомер воздуха; 8 - нагнетательный трубопровод; 9 - трехходовый кран; 10 - прибор определения кратности пены; 11 -трубопровод к эжектору; 12 - кран; 13 - дозирующий насос; 14 - емкость с раствором ПАВ; 15 — отводной трубопровод; 16 — эжектор Состав пен подбирается в зависимости от свойств разбуриваемых пород, а также вида осложнений и может быть рекомендован в соот­ветствии с данными, приведенными в табл. 7.26. К ПАВ относятся также вещества, которые способны концентриро­ваться на межфазных границах. Характерное свойство ПАВ - их дифиль-ность, т.е. наличие у каждой молекулы гидрофильных (полярных) и гидрофобных (неполярных) групп. Это значит, что гидрофильная часть
	188

	Таблица 7.26 Области применения пен
	Условия бурения Состав промывочной жидкости, подлежащей вспениванию Концентрация компонентов, % Устойчивые осадочные породы Сульфонол 0,5-0,8 Устойчивые доломиты, известняки Сульфонол, ОП-10 0,3 2-3 Глинистые породы (аргиллиты, сланцы) Сульфонол ГППА 0,5 0,1 Неустойчивые дробленые породы Глинопорошок Na2CO3 КМЦ Сульфонол 2-3 0,2 0,3 0,5 Водоприток Глинопорошок Na2CO3 КМЦ Сульфонол 4-5 0,2-0,3 0,3 0,5-1,0 Отрицательные температуры Сульфонол КМЦ СаС12 NaCl 0,5-1,0 0,25-0,5 2-7 3-10 Зоны тектонических нарушений (с технической глинкой трения) Глинопорошок Na2CO3 Жидкое стекло ГППА Сульфонол 5-6 0,1 0,1 0,7-1,0 0,4-1,0
	Примечание. Вода вводится до 100 % в состав водного раствора промывочной жид­кости, которая затем вспенивается.
	молекулы ПАВ более активно взаимодействует с молекулами воды, а гидрофобная — с молекулами воздуха, неполярной жидкостью или твердым телом. Это также определяет стремление молекул ПАВ к концентрации на межфазных границах раздела и определенной их ориентации. В состав молекул ПАВ входят следующие гидрофильные группы: гидроксильная СООН; карбоксилатная СООМе (Me - атом металла); сульфонатная SO3Me; сульфатная SC>4Me; фосфатная РО3Ме; аминогруппа NH2; оксиэтильная СН2, СН2О и др.
	189

	Наиболее часто в отечественной практике рекомендуется использо­вать сульфонол в качестве пенообразователя. В качестве добавок, улучшающих свойства пены, можно использовать хлорид алюминия и азотнокислый натрий, КМЦ и мылонафт, желатин и гидроксид лития. Эффективный пенообразователь в условиях поступления высоко­минерализованных пластовых вод — анионактивное ПАВ ДС-РАС. При увеличении концентрации хлорида натрия в воде необходимо повы­шать концентрацию пенообразования ДС-РАС для возрастания устой­чивости пен. Дальнейший рост устойчивости пены достигается за счет введения стабилизаторов (КМЦ, крахмала, костного клея, техническо­го желатина). Кроме того, для повышения пенообразующей способно­сти растворов ДС-РАС и стабильности пены к ним рекомендуется до­бавлять сульфонат никеля и кальцинированную соду в соотношении (в %, по массовой доле): ДС-РАС - 1-2; сульфат никеля 0,5-1,0; кальци­нированная сода 1—2; вода — остальное. В лаборатории промывки и крепления скважины (ВИТР ВПО "Гео­техника") создана композиция пенообразователя "пенол-1". По составу "пенол-1" состоит из смеси натриевых солей органиче­ских сульфокислот, оксиэтилированных жирных спиртов или оксиэти-лированных алкилфенолов, лигносульфоната аммония, моноэтанола-мида жирных кислот и других веществ. Рекомендуемые соотношения компонентов состава "пенол-1" приведены в табл. 7.27. Определенные в таблице композиционные составы "пенол-1" по внешнему виду представляют собой жидкости темно-коричневого цве­та с температурой застывания от -4 до -6 °С, рН = =8,15-ь8,50. При добавлении рабочей концентрации (0,5 %) "пенола-1" в воду с минера­лизацией NaCl до 5 % (объем раствора 50 см3) вспениваемость (через 30 с) составляет 310-340 см3 при достаточно стабильной пене через 30 мин после вспенивания. Пена — это система, состоящая из пузырьков газа (воздуха), пред- Таблица 7.27 Соотношение компонентов
	Компоненты Массовое соотношение компонентов по рекомендуемым составам Натриевые соли сульфокислот 19,0 26,0 40 29,0 40 40 45,0 Синтанол АСЦЭ12 15,0 10,0 15,0 12,0 - - 10,0 Синтанол ДС-10 - - - - 10,0 - - ОП-10 0 0 0 0 0 10,0 - Моноэталоамиды (фракций 3,0 5,0 4,0 7,0 4,0 4,0 - Сю—Cis) Лигносульфонат аммония 2,0 3,5 3,0 2,5 5,0 3,0 5,0 Едкий натр 0,2 - - 0,1 - - - Примечание. См. примечание к табл. 7.26.
	190

	ставляющих собой дисперсную фазу, и непрерывной дисперсионной среды (жидкости), которая вырождается до состояния тонких пленок. Исходя из этого, пена имеет пленочно-ячеистое строение. Пены эффективно применяют для бурения скважин в твердых по­родах (известняках, доломитах), многолетнемерзлых породах, порис­тых поглощающих горизонтах, при вскрытии продуктивных пластов, освоении и капитальном ремонте скважин, если пластовое давление составляет 0,3-0,8 гидростатического. Для повышения стабильности пен в них добавляют реагенты-стабилизаторы (КМЦ, ПАА, ПВС), увеличивающие вязкость ра­створителя и способствующие замедлению процесса истечения жидко­сти из пленок. Для получения устойчивой пены в состав пенообразующего рас­твора должны входить (в г/л): пенообразующие ПАВ (в зависимости от молекулярной массы) 0,5—50; полимер — стабилизатор пены (КМЦ, ПАА, ПВС) 0,2-0,75; электролиты (тринатрийфосфат, NaCl) 0,1-0,5; вода - остальное. В состав менее устойчивых пен вводят 0,5—10 г/л пенообразующего ПАВ, остальное - вода. Пену, как систему, можно охарактеризовать следующими основ­ными свойствами: 1)  пенообразующей способностью (вспениваемостью) — объемом пены (в мл) или высотой ее столба (в мм), который образуется из объ­ема (50 см3) раствора; 2) кратностью пены [3 — отношением объема пены Fn к объему рас­твора ¥ж, расходуемого на ее образование, т.е. (3 = ¥п/¥ж; 3)  стабильностью (устойчивостью) — временем существования оп­ределенного объема пены; 4)  дисперсностью - средним размером пузырьков или распределе­нием пузырьков по размерам. Наиболее распространен в промышленности диспергационный способ получения пен, при котором пена образуется в результате ин­тенсивного совместного диспергирования пенообразующего раствора и воздуха в соответствии с технологическими схемами (см. рис. 7.1 и 7.2). При приготовлении и использовании пен необходимо учитывать следующие факторы: 1)  мыла жирных кислот имеют максимальную пенообразующую способность при рН = 8-ь9; 2)  алкиларилсульфонаты обладают хорошей пенообразующей спо­собностью при рН < 12; 3) пенообразующая способность неионогенных ПАВ не изменяется при рН = 3-ь9;
	191

	4)  пенообразующая способность ПАВ увеличивается с повышени­ем температуры до 90 °С; 5)  чем меньше поверхностное натяжение, тем выше пенообразую­щая способность; 6) соли жесткости подавляют пенообразование; 7)   полимерные реагенты-стабилизаторы повышают структурно-механические свойства пен. Приготовленную пену нагнетают в скважину после ее полной очи­стки от глинистого раствора, воды и шлама. Сводные данные о наиболее часто применяемых видах буровых растворов, их компонентном составе и условиям применения приведе­ны в табл. 7.28. В соответствии с изложенным выше тип бурового раствора для глиносодержащих горных пород выбирают с учетом следующих фак­торов [3]: плотность глиносодержащей горной породы; коэффициент пористости; минерализация поровой воды; обменная емкость глиносодержащих пород; основной катион, преобладающий в обменном комплексе глиносо­держащих горных пород (Na+ или Са2+); глубина залегания. Рекомендуемые типы буровых растворов с учетом этих факторов для бурения в глинистых горных породах представлены в табл. 7.29. При выборе бурового раствора для бурения хемогенных горных пород необходимо учитывать следующее: разновидности галоидных пород, слагающих хемогенную толщу; химический состав хемогенных горных пород; основные свойства хемогенных отложений; глубина залегания хемогенных отложений. Рекомендуемые типы буровых растворов для бурения в хемоген­ных отложениях горных пород представлены в табл. 7.30. Для разбуривания твердых и многолетнемерзлых горных пород бу­ровые растворы рекомендуется выбирать в зависимости от следующих факторов: величина притока подземных вод; пластовое давление вод; необходимое гидростатическое давление столба бурового раствора в скважине.
	192

	Таблица 7.28 Типы буровых растворов и их состав (по А.И. Булатову, А.Г. Аветисову)
	Предельно допу- Регламетирумый Ррттртп стимая концен- состав фильтрата ГСЦСШ три Предел трация в пласто- по содержанию Тип Rmtt термо- вом флюиде солей Компонент­ный состав Расход хим­реагентов и стойко­сти, °С NaCl, Са2++, об- Са2+, Mg2+, мг/л бурового рас­твора материалов, кг/м3 г/л мг/л щий, г/л 1 1.1 1.1.1 Гумат- Бентонит 50-60 ный УЩР 10-40 140 20-30 300 — — Вода 970-940 1.1.2 Бентонит 50-60 УЩР 10-40 Бихроматы 0,2-0,5 160 20-30 200 - - илихроматы натрия или калия Вода 970-940 1.1.3 Бентонит 30-50 УЩР 20-30 140 20-30 300 — — СаС12 0,5-0,9 Вода 970-950 1.2 1.2.1 Поли- Бентонит 50-60 саха- КМЦ 3-5 100 30 200 - - рид- Нитролигнин 2-3 ный Вода 975-970 1.2.2 Бентонит 50-60 КМЦ 3-5 100 30 200 - - Игетан 2-3 Вода 975-970 1.2.3 Бентонит 50-60 КМЦ 3-5 ПФЛХ 4-5 120 50 200 — — Вода 975-970 1.2.4 Бентонит 50-60 КМЦ 3-5 70 30 - - - Фосфаты 0,5-1,5 (ГМФН, ТПФН) Вода 980-970
	193

	Продолжение табл. 7.28 Предельно допу- Регламетирумый Рецеп стимая концен- состав фильтрата Предел трация в пласто- по содержанию Тип Rmtt термо- вом флюиде солей Компонент- Расход хим- стойко- 2+ /"■„2+ ный состав реагентов и сти, °С NaCl, Мо2*' об- Са , бурового рас­твора материалов, кг/м3 г/л мг/л щий, г/л мг/л 2 2.1 2.1.1 Из- Бентонит 80-100 вест- ССБ ковый (КБП, КБЖ) 25-30 NaOH 5-7 ПО 30-50 — — 200-300 Са(ОН)2 3,5-5 Вода 940-925 2.1.2 Бентонит 80-100 ССБ (КБП, КБЖ) 25-30 NaOH 5-7 Са(ОН)2 3,5-5 КССБ 20-30 ПО 30-50 — — 200-300 Вода 940-925 2.1.3 Бентонит 80-100 ССБ (КБП, КБЖ) 20-30 NaOH 5-7 Са(ОН)2 3,5-5 ПО 30-50 - - 200-300 КМЦ 3-5 Вода 940-920 2.1.4 Бентонит 80-100 КССБ 40-50 NaOH 3-5 ПО 30-50 - - 200-300 Са(ОН)2 3,5-5 Вода 940-920 2.1.5 Бентонит 80-100 ФХЛС 40-50 NaOH 5-7 ПО 30-50 — — 200-300 Са(ОН)2 3,5-5 Вода 925-905 2.1.6 Бентонит 80-100 ФХЛС 20-30 NaOH 5-7 Са(ОН)2 3,5-5 ПО 30-50 - - 200-300 КМЦ 2-3 Вода 925-905
	194

	Продолжение табл. 7.28 Предельно допу- Регламетирумый Рсцсгг стимая концен- состав фильтрата Предел трация в пласто- по содержанию Тип Rtttt термо- вом флюиде солей ьид Компонент- Расход хим- стойко- 2+ 2+ ный состав реагентов и сти, °С NaCl, Мо2*' 00- Мо2* бурового рас­твора материалов, кг/м3 г/л мг/л щии, г/л мг/л 2 2.1 2.1.7 Из- Бентонит 80-100 вест- Окзил 25-30 ковый NaOH 5-7 ПО 30-50 - - 200-300 Са(ОН)2 3,5-5 Вода 940-925 2.1.8 Бентонит 80-100 Окзил 25-30 NaOH 5-7 по 30-50 - - 200-300 Са(ОН)2 3,5-5 КССБ 20-30 Вода 920-895 2.1.9 Бентонит 80-100 Окзил 15-20 NaOH 5-7 по 30-50 - - 200-300 Са(ОН)2 3,5-5 КМЦ 2-3 Вода 950-935 2.2 2.2.1 Лигно- Бентонит 40-50 суль- Окзил 10-15 фонат- NaOH 3-5 160 20-30 300 - - ныйи КМЦ 3-5 поли- Вода 970-960 мерно- 2.2.2 лигно- Бентонит 40-50 сульфо Окзил 20-30 нат- NaOH 3-5 180 20-30 600 - - ный КССБ 20-30 Вода 945-920 2.2.3 Бентонит 40-50 Окзил 10-15 NaOH 2-3 Полиакрилаты 3-5 200 20-30 200 - - (метас, М-14, гипан) Вода 970-960
	195

	Продолжение табл. 7.28 Предельно допу- Регламетирумый Рецеп стимая концен- состав фильтрата Предел трация в пласто- по содержанию Тип Rmtt термо- вом флюиде солей Компонент- Расход хим- стойко- 2+ /"■„2+ ный состав реагентов и сти, °С NaCl, Мо2*' об- Са , бурового рас­твора материалов, кг/м3 г/л мг/л щий, г/л мг/л 2 2.2 2.2.4 Лигно- Бентонит 40-50 сульфо КССБ 40-50 180 20-30 600 - - нат- NaOH 1-2 ныйи Вода 945-930 поли- 2.2.5 мерно- Бентонит 40-50 лигно- ФХЛС 20-30 сульфо КМЦ 3-5 160 20-30 300 - - нат- NaOH 3-5 ный Вода 960-945 2.2.6 Бентонит 40-50 ФХЛС 20-30 180 20-30 600 - - КССБ 20-30 NaOH 3-5 Вода 945-920 2.2.7 Бентонит 40-50 ФХЛС 20-30 Полиакрилаты 3-5 200 20-30 200 - - NaOH Вода 3-5 960-945 2.3 2.3.1 Недис- Бентонит 50-60 перги- КМЦ 1-2 рую- ГКЖ-10 5-6 160 100 300 - - щий (ГКЖ-11) Вода 975-965 2.3.2 Бентонит 30-40 ПАА 0,1-0,4 100 20-30 200 — — ГКЖ-10 2-4 (ГКЖ-11) Вода 988-983 2.3.3 Бентонит 50-60 КССБ 3-6 180 100 300 _ _ ГКЖ-10 5-6 (ГКЖ-11) Вода 970-967
	196

	Продолжение табл. 7.28 Предельно допу- Регламетирумый Репепт™1"^ стимая концен- состав фильтрата Предел трация в пласто- по содержанию Тип Вид термо- вом флюиде солей Компонент- Расход хим- стойко- Гс2+ Гс2+ ный состав бурового рас­твора реагентов и материалов, кг/м3 сти, °С NaCl, г/л са , Mg2*, мг/л 00- щий, г/л са , Mg2+, мг/л 3 3.1 Бентонит 80-100 Гипсо- Окзил 20-30 извест- (ФХЛС) ковый CaSO4-2H2O 15-20 Са(ОН)2 1-3 160 20-30 - - 1200-1500 КМЦ-600 3-5(20-30) (КССБ) NaOH 3-5 Вода 960-915 3.2 Бентонит 100-120 Хлор- КССБ 25-30 каль- КМЦ-600 10-20 100 50-100 _ _ 200-2500 цие- Са(ОН)2 2-5 вый СаС12 5-6,5 Вода 920-900 3.3 3.3.1 Хлор- Бентонит 50-80 калие- КССБ 30-50 вый КМЦ 3-5 КОН 3-6 160 50-100 300 _ _ КС1 30-50 Вода 930-885 3.3.2 Бентонит 50-80 Крахмальный 10-15 реагент (МК, ЭКР) КОН 3-6 130 50-100 300 — — КС1 30-50 Вода 955-925 3.3.3 Бентонит 50-80 Полиакрилаты 10-15 КОН 3-6 200 50-100 200 — — КС1 30-50 Вода 955-925 3.4 3.4.1 Мало- Бентонит 80-100 сили- Na2Si03 20-50 катный КМЦ 10-20 180-190 До насы- 350 - - щения Вода 950-890
	197

	Продолжение табл. 7.28 Предельно допу- Регламетирумый Рецеп стимая концен- состав фильтрата Предел трация в пласто- по содержанию Тип Rmtt термо- вом флюиде солей Компонент- Расход хим- стойко- 2+ /"■„2+ ный состав реагентов и сти, °С NaCl, Мо2*' об- Са , бурового рас­твора материалов, кг/м3 г/л мг/л щий, г/л мг/л 3 3.4 3.4.2 Мало- Бентонит 80-100 сили- Na2Si03 20-50 До на- катный МК(ЭКР) 10-20 130 сыще- 350 - - Вода 950-890 ния 3.4.3 Бентонит 80-100 Na2Si03 20-50 Полиакрилаты 10-20 180 Тоже 200 - - Вода 950-890 4 4.1 4.1.1 Хлор- Бентонит 50-80 калие- КССБ 30-50 вый КМЦ 5-10 160 50-100 300 - - КОН 3-6 КС1 50-70 Вода 920-870 4.1.2 Бентонит 50-80 МК(ЭКР) 10-15 КОН 3-6 130 50-100 300 — — КС1 50-70 Вода 945-915 4.1.3 Бентонит 50-80 КМЦ 10-15 КОН 3-6 160 50-100 300 — — КС1 50-70 Вода 945-915 4.1.4 Бентонит 50-80 Полиакриты 10-15 КОН 3-6 200 50-100 200 — — КС1 50-70 Вода 945-915 4.2 4.2.1 Хлор- Бентонит 80-100 каль- КССБ 20-30 цие- КМЦ-600 10-20 100 50-100 - - 2500- вый 3500 Са(ОН)2 2-5 СаС12 6,5-10 Вода 935-905
	198

	Продолжение табл. 7.28 Предельно допу- Регламетирумый Рецеп vna стимая концен- состав фильтрата Предел трация в пласто- по содержанию Ттлтт Вид термо- вом флюиде солей 1ИП Компонент­ный состав Расход хим­реагентов и стойко­сти, °С NaCl, Са2++, об- ттттттт Са2+, Mg2+, мг/л бурового рас­твора материалов, кг/м3 г/л мг/л г/л 4 4.3 4.3.1 Мало- Бентонит 80-100 сили- КМЦ 10-25 катно- Na2Si03 20-50 160 До на- 300 - - соле- NaCl 102-155 сыще- вой Вода 905-855 ния 4.4 4.4.1 Мине- Бентонит 100-120 рали- (палыгорскит) (60-80) зован- МК(ЭКР) ный NaCl 10-20 130 Тоже 500 — — NaOH 103-157 Вода 3-5 4.4.2 920-875 Бентонит (палыгорскит) 100-120 КМЦ (60-80) NaCl NaOH 10-20 160 300 - - Вода 103-157 4.4.3 3-5 Бентонит 920-875 (палыгорскит) Полиакрилаты 100-120 NaCl (60-80) NaOH Вода 10-20 200 200 - - 103-157 3-5 920-875 5 5.1 5.1.1 Из- Дизельное 585 вест- топливо ково- Битум высо- 160 битум- коокисленный ный Известь Вода 320 220 До - - Сульфонол 62 насы- 12 щения
	199

	Продолжение табл. 7.28 Предельно допу- Регламетирумый Рецегг ТЛ1Я стимая концен- состав фильтрата Предел трация в пласто- по содержанию Тип Вид термо­стойко- вом флюиде солей Компонент- Расход хим- Са2+ Г 2+ ный состав реагентов и сти, °С NaCl, об- бурового рас­твора материалов, кг/м3 г/л мг/л щий, г/л мг/л 5 5.2 5.2.1 Ин- Дизельное 450 верт- топливо или ный нефть (л) эмуль- СМАД(л) 30-40 сион- Эмультал (л) 15-20 ный Бентонит 10-15 70 До на- До - - Вода 410-395 сы- насы- СаОг или 235-225 щения щения MgCl2 5.2.2 Дизельное 450 топливо или нефть (л) СМАД(л) 30-40 Эмультал (л) 15-20 Бентонит 10-15 100-150 Тоже Тоже — — Битум высо- 10 коокисленный Вода СаОг или 400-385 MgCl2 230-220 5.2.3 Дизельное 450 топливо или нефть (л) СМАД(л) 30-40 Эмультал (л) 15-20 Бентонит 10-15 120-130 - - Битум высо- 20 коокисленный Вода СаС1г или 390-370 MgCl2 225-210 5.2.4 Дизельное 450 топливо или нефть (л) СМАД(л) 30-40 Эмультал (л) 15-20
	200

	Продолжение табл. 7.28 Предельно допу- Регламетирумый Рецегг ТЛ1Я стимая концен- состав фильтрата Предел трация в пласто- по содержанию Тип Вид термо­стойко- вом флюиде солей Компонент- Расход хим- Са2+ Г 2+ ный состав реагентов и сти, °С NaCl, об- бурового рас­твора материалов, кг/м3 г/л мг/л щий, г/л мг/л 5 5.2 Бентонит 15-20 150 До на- До на- - - Ин- Битум высо- 30 сыще- сыще- верт- коокисленный ния ния ный Вода эмуль- СаС12 или 380-360 сион- MgCl2 220-210 ный 5.2.5 Дизельное 420 топливо (л) или нефть ИКБ-2 40 Вода 420 150 Тоже Тоже - - СаС12 или 245 MgCl2 Мел высоко- 40 дисперсный 5.2.6 Дизельное 355 топливо или нефть (л) СМАД(л) 50 Известь 30 50 - - (окись каль- ция) Бентонит 25 АБДМ-хлорид 10 СаС12 Вода 213 475 5.2.7 Нефть 49 спек 10 СаС12 190 120-130 - - NaOH 1-2 ГКК-10 (ГКК- 15-20 П) Вода 314-308 5.3 5.3.1 Солена- Бентонит 100-120 сыщен- (палыгорскит) (60-80) ный
	201

	Продолжение табл. 7.28 Предельно допу- Регламетирумый Рецеп стимая концен- состав фильтрата Предел трация в пласто- по содержанию Тип Rmtt термо- вом флюиде солей Компонент- Расход хим- стойко- 2+ /"■„2+ ный состав реагентов и сти, °С NaCl, Мо2*' об- Са , бурового рас­твора материалов, кг/м3 г/л мг/л щий, г/л мг/л 5 5.3 МК(ЭКР) 10-30 Соле- NaOH 3-5 130 До на- 500 318 - насы- NaCl 300-293 сыще- щен- (306-296) ния ный Вода 810-790 (825-800) 5.3.2 Бентонит 100-120 (палыгорскит) (60-80) КМЦ NaOH 10-30 NaCl 3-5 160 Тоже 300 318 — 300-293 Вода (306-296) 810-790 (825-800) 5.3.3 Бентонит 100-120 (палыгорскит) (60-80) Полиакрилы NaOH 10-30 NaCl 3-5 180 н 200 318 — 300-293 Вода (306-296) 810-790 (825-800) 5.3.4 Бентонит 100-120 (палыгорскит) (60-80) МК(ЭКР) КМЦ 10-15 NaOH 10-15 NaCl 3-5 130 н 300 318 — 300-296 Вода (306-300) 810-795 (820-810) 5.3.5 Бентонит 100-120 (палыгорскит) (60-80) МК(ЭКР) 8-10
	202

	Продолжение табл. 7.28 Предельно допу- Регламетирумый Рецеп vna стимая концен- состав фильтрата Предел трация в пласто- по содержанию Ттлтт Вид термо- вом флюиде солей 1ИП Компонент­ный состав Расход хим­реагентов и стойко­сти, °С NaCl, Са2++, об- ттттттт Са2+, Mg2+, мг/л бурового рас­твора материалов, кг/м3 г/л мг/л г/л 5 5.3 КССБ 20-30 130 До на- 500 318 _ Соле- NaOH 3-5 сыще- насы- NaCl 300-295 ния щен- (302-298) ный Вода 800-790 (815-800) 5.3.6 Бентонит 100-120 (палыгорскит) (60-80) МК(ЭКР) ССБ (КБП, 10-15 КБЖ) 30-50 130 Тоже 500 318 - NaOH NaCl 5-7 Вода 296-288 795-775 5.3.7 NaCl 318 _ _ 318 _ Вода 850 5.3.8 Бентонит 100-150 (палыгорскит) (60-80) NaCl Нефть 298-303 - п - 318 - Вода 50-100 800-805 5.4 5.4.1 Гидро- MgCl2 200-250 гель- NaOH или 18-30 130 (1-М,5х 300 - маг- Са(ОН)2 хЮ)5 ние- МК(ЭКР) 20-30 вый Вода 880-850 5.4.2 MgCl2 200-250 NaOH или 18-20 по (1+1,5х 300 - Са(ОН)2 хЮ)5 КМЦ-600 20-30 Вода 880-850 6 6 6.1 Вода - - - - - -
	203

	Продолжение табл. 7.28
	Тип Вид Рецептура Предел термо­стойко­сти, "С Предельно допу­стимая концен­трация в пласто­вом флюиде Регламетирумый состав фильтрата по содержанию солей Компонент­ный состав бурового рас­твора Расход хим­реагентов и материалов, кг/м3 NaCl, г/л Са2+, Mg2*, мг/л об­щий, г/л Са2+, Mg*, мг/л 7 7 Аэри­рован­ный рас­твор 7.1 Бентонит Сульфонол (сульфонат) NaOH (Na2CO3) Вода 100-120 1-2 1-2(5-35) 898-876 (894-851) - - - - - 8 8 Воздух 8.1 Воздух _ _ _ _ _ _ 9 9 Пены 9.1 Сульфонол (Прогресс") КМЦ(ПАА, ПВС) NaCl (тринат-рийфосфат) Вода 0,5-50 2-7,5 1-5 996-937 - - - - -
	Примечания. 1. Концентрации химических реагентов и материалов приведены в расчете на сухое вещество. 2. Приведены рецептуры при применении КМЦ-500 (КМЦ-600); при использовании КМЦ-350 норма расхода увеличивается соответственно в 1,5 раза. 3. При температуре на забое более 70 °С в буровые растворы, содержащие лигно-сульфонаты или гуматы, вводят бихроматы натрия или калия массой 0,1—0,5 кг на 1 м3 бурового раствора. 4. В качестве смазочной добавки в буровой раствор необходимо вво­дить 20-40 кг СМАД-1, 20-40 кг СГ, 100-120 кг нефти, 5-10 кг графита, 50-70 кг Т-66 на 1 м3 раствора. 5. При вспенивании бурового раствора вводят пеногасители (в расчете на 1 м3): 20-30 кг PC; 0,05- 0,2 кг МАС-200; 10-20 кг ПЭС; 30-100 кг Т-66; 0,1-0,5 кг трибутилфтолата. 6. В качестве сероводороднейтрализующих добавок могут быть ис­пользованы следующие материалы: 0,05—2,0 кг ВНИИТБ-1, (растворы, относящиеся к типу 2), 5-40 кг ЖС-7 на 1 м^ раствора. Рекомендуемые типы буровых растворов для перебуривания таких горных пород представлены в табл. 7.31. При выборе буровых растворов для разбуривания нефтенасыщен-ных коллекторов учитывают их степень катагенетического уплотне­ния: стадии химико-минералогического преобразования осадочных пород, проницаемость и активность компонентов пластовой жидкости, характеризующейся преобладающим видом катионов (Na+ или Са^4} в воде.
	204

	Таблица 7.29 Рекомендуемые типы буровых растворов для разбуривания глинистых пород (по А.И. Булатову и А.Г. Аветисову)
	Плотность глинистой породы, г/см3 Коэф­фициент порис­тости, % Минера­лизация поровой воды, г/л Обменная емкость, 10"3моль/ 100 г Основ­ной катион Са™ Глуби­на, м Рекомендуемый раствор по табл. 7.28 Глубина, м Рекомен­дуемый раствор по табл. 7.28 Глубина, м Рекомен­дуемый раствор по табл. 7.28 1,71-1,8 1,81-1,9 >30 <5 >44 Na+ Са2+ Na+ Са2+ Na+ <400 <700 <1200 2.2.2:2.2.4:2.2.6 400-700 700-1200 1200-1800 2.1-2.2.7 3 700-1200 1200-1800 1800-2500 А 3 4 1 2.2.2; 2.2.4; 2.2.6 1 3 2 2.1-2.2.7 3 3 4 2.1-2.2.7 3 1,91-2,0 2,01-2,1 30-22 5-13 44-37 Na+ Na+ Са2+ <1700 <2300 3 2 3 2 1700-2400 2300-3000 3 2400-3500 3000-4500 4 2.1-2.2.7 3 3 5 4 2,11-2,2 2,21-2,3 22-15 13-22 37-28 Na+ Са2+ <3000 <3800 3 3 3000-4000 3800-5000 4 3 4 4000-6000 >5000 5,1 5,2 11 4 2,31-2,4 2,41-2,5 15-8 22-80 28-16 — <5000 <6000 3 1;2.2 >5000 >6000 4 1;2.2 — — >2;51 <8 >80 <16 - <6000 1;2.2 >6000 1;2.2 - -
	205

	Продолжение табл. 7.29
	Плотность глинистой породы, г/см3 Коэффи­циент пористо­сти, % Минера­лизация поровой воды, г/л Обменная емкость, 10"3 моль /100 г Основной катион Na+mni Са2+ Глубина, м Рекомендуемый рас­твор по табл. 7.28 Глубина, м Рекомендуемый рас­твор по табл. 7.28 <1,7 1,71-1,8 1,81-1,9 >30 <5 >44 Na+ Са2+ Na+ Са2+ Na+ Са2+ 1200-1800 1800-2500 2500-3500 4 4 5 4 >1800 >2500 >3500 5 5 5.1; 5.2; 5.3.1-5.3.2 1,91-2,0 2,01-2,1 30-22 5-13 44-37 Na+ С? Na+ С? 3500-5000 4500-6000 5 4 5.1; 5.2; 5.3.1-5.3.6 >5000 >6000 5.1; 5.2; 5.3.1-5.3.6 5.1 2,11-2,2 2,21-2,3 22-15 13-22 37-28 Na+ Са2+ >6000 5,1 2,31-2,4 2,41-2,5 15-8 22-80 28-16 - - - - - >2;51 <8 >80 <16 _ _ _ _ _
	Примечания: 1. В графах "Рекомендуемый раствор" в числителе и знаменателе — рекомендуемые буровые растворы для разбуривания глинистых пород с преобладанием в качестве основного катиона соответственно Na+ и Са2+ (см. табл. 7.28). 2. В глинистых породах воз­можно применение раствора типа 6 (вода), если время бурения не превышает 6 сут.
	206

	Таблица 7.30 Рекомендуемые буровые растворы для разбуривания хемогенных пород (по А.И. Булатову, А.Г. Аветисову)
	Хемогенная порода Химиче­ский состав Основные свойства по­род, влияющие на выбор бурового раствора Рекомендуемый раствор на глубине, м (см. табл. 7.29) 1000 1500 1500-3000 >3000 Галит NaCl Растворимость в водной фазе бурового раствора; пластическое течение с глубины 3000 м 5.3.7 5.3.8 5.3.1-5.3.6 5.1; 5,2; 5.3.1-5.3.6 Галитс прослоями карналлита и (или) бишофита Nad, КО, MgCl2x х6Н2О Растворимость в водной фазе бурового раствора; выпадение КС1 и NaCl при растворении MgCb, пластическое течение би­шофита с глубины 1500 м 5.3.8 5.3.1-5.3.6 5.1; 5.2; 5.4 5.1; 5.2; 5.4 Галитс прослоями сульфатов NaCl, гипс, ангидрит и др. Растворимость галита в водной фазе бурового раствора; увеличение ангидрита в объеме при взаимодействии с водой на 30 %, кальциевая аг­рессия 5.3.8 5.3.8 5.3.1-5.3.6 5.1; 5.2; 5.3.1-5.3.6 Галитс прослоями терриген-ных пород NaCl, песчани­ки, гли­нистые породы Растворимость галита в воде; осмотическое разуплотне­ние глинистых пород; по­верхностная гидратация, склонность к набуханию, осыпям, обвалам 5.1; 5.2; 5.3.1-5.3.6; 5.4
	Таблица 7.31 Рекомендуемые растворы для бурения в твердых и многолетнемерзлых породах (по А.И. Булатову и А.Г. Аветисову)
	Породы Рекомендуемый раствор при условиях Рпп = Рт>> рт < О.Зргог рт = 0,3+0,8/^ Приток воды <150л/ч Приток воды >150л/ч Приток воды <30 л/ч Катастрофи­ческое по­глощение Твердые, не склонные к об-валообразованию (известня­ки, доломиты, песчаники, аргиллиты, слабосцементи-рованные пески) Многолетнемерзлые 8 9 9 9 7 9 8 9 1-6 1-5
	207

	Рекомендуемые типы буровых растворов для вскрытия продуктив­ных горных пород-коллекторов в зависимости от указанных факторов приведены в табл. 7.32. Таблица 7.32 Рекомендуемые буровые растворы для вскрытия нефтенасыщенных пород-коллекторов (по А.И. Булатову, А.Г. Аветисову)
	Сочетание Рекомендуемые буровые рас- Кате­гория Характеристика Проницае­мость (поро- типов пластовых творы при преобладании в ос­таточной воде пород пород вая), мкм2 жид- катионов катионов каль- костей натрия ция 1 2 3 4 5 6 1 Песчано-алевроли- 0,001-0,01 Л 5.1; 5.2 5.1; 5.2 товые, слабоуплот­ненные. Цемент 0,01-0,1 А Н (5.2) 3.3; 4.1 (5.2) 3.1; 3.2; (5.2) 3.1; 3.2; 4.2; 4.4; 5.3 с преимущественно 4.2; 3.3; 4.1 с ПАВ, кроме глинистый ПАВ, кроме 5.3.7; 5.3.8 5.3.7; 5.3.8 >0,1 А 3.3; 4.1 3.1; 3.2; 4.2; Н 3.1; 3.2; 4,2; 4.4; 5.3 с ПАВ 3.3; 4.1 с ПАВ 2 Песчано-алевроли- 0,001-0,04 Н (5.2) 3.1; 3.2; (5.2) 3.1; 3.2; товые со степенью 4.2; 3.3; 4.1 с 4.2; 4.4; 5.3 с уплотнения. Цемент ПАВ ПАВ, кроме глинисто-карбонат- А 3.1; 3.2; 4,2; 5.3.7; 5.3.8 ный со следами рае- 3.3; 4.1 с ПАВ кристаллизации 0,04-0,1 Н 3.1; 3.2; 4.2; 3.1; 3.2; 4.2; 3.3;4.1сПАВ 4.4; 5.3 с ПАВ, А 3.3; 4.1 кроме 5.3.7; 5.3.8 >0,1 Л 1.5 с ПАВ кроме 3.4; 4.3 3 Песчано-алевроли- 0,001-0,002 Н (5.2) 4.4; 5.3; (5.2) 4.4; 5.3; товые сильно уплот- 3.1; 3.2; 4.2; 3.1; 3.2; 4.2 с ненные; цемент 3.3; 4.1 с ПАВ, ПАВ, кроме кварцевый и карбо- кроме 5.3.7; 5.3.7; 5.3.8 натно-глинистый с 5.3.8 признаками кальци- А (5.2) 3.3; 4.1 тизации, окремнения 0,02-0,05 Н 4,4; 5.3; 3.1; 4,4; 5.3; 3.1; и окварце-вания 3.2; 4.2; 3.3; 4.1 3.2; 4.2 с ПАВ, Карбонатные с на- с ПАВ, кроме кроме 5.3.7; чальными признака- 5.3.7; 5.3.8 5.3.8 ми трещиноватости * 3.3; 4.1 >0,05 А н 1,5 с ПАВ, 1,5 с ПАВ, кроме 3.4; 4.3 кроме 3.4; 4.3 А 3.3; 4.1
	208

	Продолжение табл. 7.32
	Кате­гория Характеристика пород Проницае­мость (поро-вая), мкм2 Сочетание типов пластовых жид­костей Рекомендуемые буровые рас­творы при преобладании в ос­таточной воде пород катионов натрия катионов каль­ция 1 2 3 4 5 6 4 Сильно уплотненные песчаники, алевро­литы, известняки, доломиты, мергели, аргиллиты, порфириты, ба­зальты и другие с развитой трещиноватостью 0,001-0,05 Н А 4,4; 5.3; 3.1; 3.2; 4.2; 3.3; 4.1 (с ПАВ и на­полнителем), кроме 5.3.7; 5.3.8 3.3; 4.1 4,4; 5.3; 3.1; 3.2; 4.2 (с ПАВ и напол­нителем), кро­ме 5.3.7; 5.3.8 >0,05 Л 1—5 с наполни­телем кроме 3.4; 4.3 1—5 с наполни­телем кроме 3.4; 4.3
	Примечания: 1. А — сочетание активных нефти и воды; Л — любое сочетание типов нефти и воды, в том числе и А, Н — любое сочетание нефти и воды, кроме А. 2. Указан­ный в скобках тип бурового раствора следует применять при значении проницаемости породы (базисный), составляющем менее половины от указанного в графе 3 интервала ее значений. Целесообразность широкого применения в этом случае указанного типа раствора для вскрытия продуктивных пластов в эксплуатационных скважинах необхо­димо оценивать для каждого нефтяного месторождения.
	7.7. ГИДРАВЛИЧЕСКАЯ ПРОГРАММА БУРЕНИЯ СКВАЖИН Основные задачи при составлении гидравлической программы буре­ния скважины определяют выбор технологически необходимого рас­хода бурового раствора по интервалам, оптимальной схемы и режима очистки забоя скважины и рационального использования гидравличе­ской мощности буровых насосов. Расход бурового раствора (м3/с) определяется по формуле
	Ж
	(7.32)
	где D — диаметр скважины, м; d — диаметр бурильных труб, м; vBn — скорость восходящего потока, м/с, для мягких пород vBn = =1,5 м/с, для очень крепких — vB п = 0,4 м/с. Выбранный расход бурового раствора должен удовлетворять сле­дующим требованиям: гидродинамическое давление на вскрываемый пласт ртя должно быть меньше, чем давление гидроразрыва пласта р^; 209

	при вскрытии интервалов, сложенных неустойчивыми породами, склонными к кавернообразованию (обвалам, осыпям), необходимо поддерживать ламинарный режим течения бурового раствора в коль­цевом пространстве скважины. Технические характеристики очистных устройств должны обеспечи­вать требуемую степень очистки бурового раствора при выбранном его расходе и заданной, максимально допустимой концентрации шла­ма в потоке. Режим течения промывочной жидкости определяется средней скоростью потока, плотностью и реологическими характеристиками жидкостей, а также размерами канала. Область существования лами­нарного режима течения воды и других вязких жидкостей определяет­ся условием:
	(7.33) где Re - критерий Рейнольдса. При промывке скважины водой критерий Рейнольдса рассчитыва­ется по формулам: для бурильных (утяжеленных) труб: f                                                    (7.34) ndoji ((Д, — динамический коэффициент вязкости воды, Пас; do — внутренний диаметр бурильных (утяжеленных) труб, м; Q — объемный расход бу­рового раствора, м3/с); для кольцевого пространства
	40Р ReKn=-------—-----•                                                   (7.35) (Dd)
	Если критерий Рейнольдса больше его критического значения Re > Resp, то режим течения будет турбулентным. При промывке скважин вязкопластичными буровыми растворами режим течения зависит от критерия подобия Хедстрема (Не): для бурильных труб
	-^%-                                                (7.36) Ц (т0 - динамическое напряжение сдвига, Па; г| - пластическая вязкость, Пас); для кольцевого пространства
	210

	Нек,п= 0ИК -----'—,                                                 (7.37) Ц Если критерий Рейнольдса меньше критического значения Re^, т.е. (7.38)
	режим течения ламинарный. При Re > Re^ режим течения турбулент­ный. Критическое значение критерия Рейнольдса можно определить по формуле: ReKp = 2300 + 7,8He0'56.                                             (7.39) Для определения режима течения бурового раствора в бурильных трубах или кольцевом пространстве необходимо по формулам (7.34) или (7.35) рассчитать критерий Рейнольдса Re. В случае если при про­мывке скважины используют вязкопластичную промывочную жид­кость, в этих формулах величину (д, следует заменить на пластическую вязкость г|, по формулам (7.36) или (7.37) вычислить критерий Хедст-рема Не, а затем по формуле (7.39) найти соответствующее значение Re^ и сопоставить его с вычисленным значением критерия Re. Баланс давления. Уравнение баланса давления в бурящейся сква­жине имеет вид Рй = Ри + Рб.к + Рк.п + Ра + Рт,                                          (7.40) где ро - рабочее давление буровых насосов; рм - потери давления в нагнетательном трубопроводе и элементах наземного оборудования; /»б.к — потери давления в бурильной колонне; рк п — потери давления в кольцевом пространстве; рд — потери давления в насадках долота; рт — перепад давления в забойном двигателе. Рабочее давление буровых насосов следует устанавливать в преде­лах А, = (О,65-О,85)ротах,                                              (7.41) где ротах - максимальное (паспортное) давление буровых насосов при заданных их подаче и размере втулок. Потери давления в циркуляционных элементах наземного обо­рудования с достаточной для практики точностью можно определить по формуле: pM = aMpQ2.                                                                    (7.42) Коэффициент гидравлических потерь ам находится по табл. 7.33, как сумма коэффициентов потерь а№- в отдельных элементах циркуля­ционной системы:
	211

	ам = V а ■ ■ 1=1 Таблица 7.33
	Элементы циркуляционной Диаметр проходного сече- Коэффициент системы ния d\ 0~3, м а„,Ю4,м4 Стояк 114 3,35 141 1,07 168 0,40 Буровой шланг 76 1,20 90 0,52 100 0,28 Вертлюг 75 0,90 90 0,44 103 0,29 Ведущая труба 74 1,80 85 0,90 100 0,40
	Потери давления (в Па) в бурильной колонне складываются из по­терь давления в гладкой части бурильных труб рт, дополнительных потерь давления в замковых (и муфтовых) /»зам соединениях и потерь давления в утяжеленных бурильных трубах ру^г.
	Р5.к=Рт+Рзш+Ру6г-	(7.43)
	Потери давления (в Па) в гладкой части бурильных труб и в утяже­ленных бурильных трубах определяются по формуле:
	8             L — \(убг) ~75~ PQ ' Ж              aOj	(7.44)
	где X^^ - коэффициент гидравлического сопротивления; Ц - длина i-го участка бурильной колонны (УБТ), м; dOt - внутренний диаметр г-го участка бурильной колонны (УБТ), м. При ламинарном режиме течения Безразмерный коэффициент У\ находят по кривой / (рис. 7.2), зная соответствующее значение критерия Сен-Венана:
	Seiivfw =	(7.46)
	212

	1-Ю'1 8 В 4			= S, - ---------- \\ \ f \ \ s\ __S _ 5 ч,_________________ 5^ ч
	НОГ'
				4 В 8 1-Ю1	4 6 8 1-10г 2 4 6 8Sen
	Рис. 7.2. Зависимость безразмерного параметра Ут от критерия Сен-Венана (Sen) при ламирном режиме высокопластичных буровых растворов в бурильных трубах (2) и кольцевом пространстве (2) При турбулентном режиме течения Х^у^) определяется по кривой /, рис. 7.3 в зависимости от значения критерия Рейнольдса. Для легкосплавных бурильных труб при турбулентном режиме те­чения коэффициент X следует принимать равным 0,85 от значения, найденного для стальных бурильных труб по рис. 7.3. Потери давления (в Па) в замковых (муфтовых) соединениях определяются по формуле:
	:PQ'				(7.47)
	1-Ю'1 8 S		— •н ■ •• •т —-^ ■--------------------------- ■^ ^^ ^^ ^^ м •• = ■а* S *— — ■■и. ■ щ •т •т ■а ■ а.
		,-2
	1-10
			4 6 8 1-Ю4		4 6 8 1-Ю5 2 4 6
	Рис. 7.3. Зависимость коэффициента гидравлического сопротивления Я, от крите­рия Рейнольдса (Re) при турбулентном течении вязкопластичных буровых раство­ров в бурильных трубах (/), в обсаженном (2) и необсаженном (3) кольцевом про­странстве скважины
	213

	где п — число замковых соединения по длине колонны; \ — коэф­фициент гидравлического сопротивления замкового (муфтового) со­единения, г2 (7.48)
	ufmjn — минимальный диаметр проходного сечения в высаженной части бурильной трубы, замковом (муфтовом) соединении, м. Потери давления (в Па) в кольцевом пространстве складываются из потерь давления на участках с постоянными замерами поперечного сечения р'жл и дополнительных потерь на местные сопротивления (замковые соединения, элементы компоновки низа бурильной колон­ны)/^: Рк.п=Рк.п+Рк.п-                                                        (7.49) Потери давления (в Па) в кольцевом пространстве рассчитываются раздельно для обсаженной и необсаженной частей ствола скважины по участкам, длины которых определяются одинаковыми диаметральны­ми размерами проходного сечения:
	Р	Ж2 Kn(D-d)- При ламинарном режиме течения бурового раствора А^п определя­ется по формуле (7.45). Величину Ух можно найти по кривой 2 (см. рис. 7.2), имея значение критерия Сен-Венана (Sen) для кольцевого пространства:
	Sen*,, = —------------------------------.                                     (7.51) 4                 J]Q При турбулентном режиме течения промывочной жидкости Хкп оп­ределяется по кривым 2 и 3 (см. рис. 7.3) для обсаженного и необса-женного участков ствола скважины соответственно. При промывке водой А,ьп определяется по формуле (7.45) при У\=\ для ламинарного режима течения и принимается постоянной и равной 0,022 для турбу­лентного режима течения. Дополнительные потери давления (в Па) для преодоления местных сопротивлений в кольцевом пространстве определяются по формуле
	214

	где ^к.п — сумма коэффициентов местных сопротивлений %t в кольцевом пространстве скважины; (7.53)
	Гидравлическое давление на пласт (в Па) РтД= pK.ngH+рк.„,                                                              (7.54)
	где Н — глубина забоя скважины по вертикали, м; g — ускорение сво­бодного падения, м/с2. Перепад давления, в забойном двигателе pw, определяется по пас­портной характеристике двигателя при соответствующих значениях плотности и расходе бурового раствора. Определение перепада давления и диаметров насадок гидромо­ниторных долот. Эффективность очистки забоя бурящейся скважины обусловлена режимом подачи бурового раствора на забой: расположе­нием промывочных узлов долота, количеством подводимого к забою бурового раствора Qa и скоростью ее истечения из насадок долота уд. Перепад давления (в Па) на долоте должен удовлетворять уравнению баланса давления (7.40): Рд^Ро-Рм-Р5.к-Рк.п-рт-                                  (7.55) Если в долоте устанавливаются насадки с одинаковыми внутрен­ними диаметрами выходных сечений, то последнее можно определить по формуле:
	PQI
	где z - число насадок в долоте. Пример 7.11. Составление гидравлической программы бурения скважин. Назначе­ние скважины — эксплуатационная, проектная глубина 1200 м, скважина вертикальная. Диаметр гидромониторного долота 215,9 мм. Тип турбобура ЗТСШ 195ТЛ. На буровой установлено два буровых насоса У8-6МА, коэффициент наполнения насосов Т|„ = 0,85. Бурильные трубы ТБПВ наружным диаметром 127 мм и толщиной стенки 8 = 9 мм. Утяжеленные бурильные трубы УБТ диаметром 178 мм, длиной 100 м и внутренним диаметром 80 мм.
	215

	Оборудование напорной линии включает следующие элементы: стояк диаметром 0,141 м, буровой шланг с внутренним диаметром 0,090 м, вертлюг с условным диамет­ром проходного сечения 0,090 м, ведущую трубу с диаметром проходного сечения 0,090 м, горизонтальный нагнетательный трубопровод длиной 60 м выполнен из труб диамет­ром 0,168 м с толщиной стенки 8 = 12 мм. Максимально допустимое рабочее давление напорной линии 25,0 МПа. Перепад давления на турбобуре ЗТСШ 195ТЛ/>д, = 5,5 МПа при течении бурового раствора плотностью ро = 1000 кг/м\ Реологические свойства раствора: т0 = 2,5 Па; Т| = 0,014 Пас. Давление гидроразры­ва на глубине 1200 ыр^ = 16,8 МПа. Решение. 1. Выбор расхода бурового раствора и рабочего давления буровых на­сосов. Для обеспечения нормальной работы турбобура ЗТСШ 195ТЛ расход бурового рас­твора Q принимается равным 0,040 м3/с. Такой расход может быть получен при работе двух насосов У8-6МА, оснащенных втулками диаметром 0,140 м (go = = 0,047 м/с): Q = т^ = 0,850,047 = 0,040 м3/с. При работе с втулками диаметром 0,140 м паспортное максимально допустимое ра­бочее давление бурового насоса У8-6МАр0та< = 22,5 МПа. Согласно условию (7.41), с учетом опыта эксплуатации буровых насосов в конкретном районе рабочее давление принимается равным 0,85. Тогда ро = 0,85-22,5 = 19,0 МПа. 2. Определение режима течения бурового раствора. По формулам (7.36) и (7.37) вы­числяют критерий Хедстрема: В бурильных трубах (внутренний диаметр do = 0,109 м)
	Не,- 2,5- 1100 (0,109) - 1,67- 105; (0,014)2 в кольцевом пространстве Нек„ = 2,5 -1100(0,2159- 0,127)" (0,014)2
	Согласно формуле (7.39) этим значениям критерия Хедстрема соответствуют крити­ческие значения критерия Рейнольдса, в бурильных трубах Rekp.T = 9,0-103 и в кольцевом пространстве Re^*.,, = 7,5103. По формулам (7.34) и (7.35) находят критерий Рейнольдса: в бурильных трубах 4-0,040-1100                      , Re,=-------------------------= 36,7-10 ; 3,14 - 0,109 - 0,014 в кольцевом пространстве 4-0,040-1100                             , Re™ = --------------------------------------= 11,7 - Ю .
	3,14 - (0,2159 + 0,127)0,014 Поскольку полученные значения критерия Рейнольдса Re больше критических ве­личин Re,cp, режим течения в бурильных трубах и кольцевом пространстве будет турбу­лентным. Можно показать, что в данном случае режим течения бурового раствора в УБТ 216

	и в кольцевом пространстве скважин в зоне УБТ тоже будет турбулентным. Результаты для интервала бурения 0—1200 м следующие: для бурильных труб Нет = 1,67105; Явкрт = 9,0103; ReT= 36,7103; для кольцевого пространства Нек„= 1,11105; ReKpKn = 7,5103; Явкп = 11,7-103. 3. Расчет потерь давления в циркуляционной системе. Рассмотрим баланс давления в скважине для интервала бурения до 1200 м. Потери давления в горизонтальной части нагнетательного трубопровода находим по формуле (7.44): 8 LpQ1 8 • 0,02 • 60 1100-0,0402                   , / = — Я------------=-------------------------------= 27,6 • 10 = 0,03 МПа. п {d-25)5             (0,168 - 0,024)5 Здесь d = 0,168 м — наружный диаметр нагнетательного трубопровода; 8 = 0,012 м — толщи­на стенки; X — коэффициент гидравлического сопротиления, принимается X = 0,02. Потери давления в элементах наземного оборудования определяются по формуле (7.42): pi = 2,93 • 104 • 11000,0402 = 5,2-104 Н/м2 = 0,05 МПа, где согласно табл. 7.33 для данного оборудования а„ = Е а. = 1,07-104 + 0,52-104 + 0,044-104 + 0,90-104 = 2,93 • 104 м4. Потери давления в бурильных трубах внутренним диаметром do = 0,109 м (do = dr — 28 = 0,127 -20,009) и длиной Д.= 1074 M(L^ = Hca-Lm-Ly6r= 1200 — 26-100) опреде­ляются по формуле (7.44): 8 0,027 1074-1100 0,0402                 6 Рт =----------------:----------------------= 2,7 ■ 10 Н/м2= 2,7 МПа, 3,14 0,109 где ^-т = 0,027 определяется по кривой 1 (см. рис. 7.3) для Re, = 36,7103 (см. п. 2 приме­ра). Потери давления в утяжеленных бурильных трубах внутренним диаметром do = 0,080 м и длиной Lyfr = 100 м рассчитываются по формуле (7.44): 8 0,0255 100-1100 0,0402                6 Py6t=----------------------------------------= 1,1 10 Н/м2=1,1МПа. 3,14 0,080 Здесь ХуЪт= 0,0255 — определяется по кривой 1 (см. рис. 7.3) для критерия Рейнольд-са при течении в УБТ, вычисленного по формуле (7.34), Rey6r = 5,010 . Потери давления в кольцевом пространстве, образованном стенками скважины диа­метром D = 0,2159 м и бурильной колонной диаметром dr = 0,127 м, определяются по формуле (7.50): 8 0,038 1074-1100 0,0402                          6 />к.„.т =------------------------------------------------------= 0,7 • 10 Н/м2 = 0,7 МПа. 3,142 • (0,2159 - 0,127)3 (0,2159 + 0,127) Здесь ХКЖт= 0,038 -находится при кривой 3 (см. рис. 7.4) для ReK.n = 11.7-103. Потери давления в кольцевом пространстве, образованном стенками скважины и утяжеленными бурильными трубами диаметром dye, = 0,178 м, определяются по форму­ле (7.50): 217

	рк„убт	8-0,039-100-1100-0,040*                            6 = 0,6610 Н/м2 = 0,66 МПа.
	3,14 (0,2159-0,178) (0,2159 + 0,178) Здесь Хкжу6г = 0,039 - определяется по кривой 3 (см. рис. 7.) для Re = 10,2-103, вычис­ленного по формуле (7.35). Потери давления в кольцевом пространстве, образованном стенками скважины и турбобуром диаметром dm = 0,195 м, рассчитывается по формуле (7.50): 8-0,0395-26-1100-0,0402                            6 />,.„. т = -----------------------------------------------------= 0,94 ■ 10 Н/м2 = 0,94 МПа. 3,14 (0,2159-0,195) (0,2159+0,195) Здесь Хк.„.дв= 0,0395 - определяется по кривой 3 (см. рис. 7.4) для Re = = 9,7103, вычисленного по формуле (7.35). Потери давления в турбобуре при течении промывочной жидкости плотностью р = 1100 кг/м3 определяются по формуле: рт =РтОр = 5,5-КГЧ 100 = 6,05 МПа, Здесь рто = 6,5 МПа — потери давления в турбобуре при течении жидкости плотно­стью рв = 1000 кг/м3. Суммарные потери давления в циркуляционной системе Рс =/>м +pl +Рг+Рубт+р«.п.г+р«.п.у<п+р«.п.т +рт = 0,03 + 0,05 + 2,7 + 1,1 + + 0,7 + 0,66 + 0,94 + 6,05 =12,2 МПа. Резерв давления для реализации в промывочных узлах (насадках) гидромониторного долота Рп =Ро -Рс = 19,0 -12,2 = 6,8 МПа. 4. Оценка возможности гидроразрыва пластов. Давление в циркуляционной системе скважины может вызвать гидроразрыв пластов, если это давление превышает давление гидроразрыва
	Максимальное давление в процессе циркуляции бурового раствора будет на забое скважины и определяется по формуле (7.54). Для глубины скважины Ща = = 1200 м это давление будет
	Рт = Pg#«B + Рхп = pgtf«m + (р«.ат + Рка^г + />к.адв) = 1100-9,8-1200 + (0,70 + 0,66 + + 0,94)106 = И.гФЮ'Н/м2» 15,2 МПа. Из сравнения значений гидродинамического давления на пласты и давлений гидро­разрыва пластов следует, чторт<р1р (15,2 < 16,8). Это означает, что гидроразрыва пла­стов в процессе циркуляции бурового раствора в скважине не произойдет. 5. Определение перепада давления на долоте и диаметров гидромониторных наса­док. Зная действительный расход Qn и предполагая, что долото будет оснащаться тремя насадками одного диаметра dw по формуле (7.56) определяют расчетный диаметр насад­ки для интервала бурения до 1200 м:
	218

	А8 pgf A 8 1100(0,0368)2 dH= 4 -----------•------- = 4-------------------------------- = 0,0124 m. |2V           V2226
	Округляя это значение до ближайшего большего размера насадки, выпускаемой промышленностью, получаем фактический размер насадки для этого интервала бурения d«.<f = 0,013 м. После чего из формулы (7.56) определяется фактический перепад давле­ния на долоте: 8р22                 8-1100(0,0368)2                       6 />Д.Ф =-------—---------------------- = 5,6 10 Н/м2 = 5,6МПа. ж z ц </вф 3,14 -3 (0,92) (0,013) Тогда действительное значение давления на буровых насосах />оф в конце интервала бурения (1200 м) составит: />оф =ро - (Рд-Рд.ф) = 19,0 - (6,8 - 5,6) = 17,8 МПа, что допустимо, так как максимальное рабочее давление в напорной линии может дости­гать 25,0 МПа. 7.8. РАСЧЕТ ПАРАМЕТРОВ ПРОДУВКИ И ВЫБОР КОМПРЕССОРА Скорость проходки скважины зависит от степени очистки забоя от шлама, которая в свою очередь определяется расходом воздуха и его давления. На основании опыта бурения скважин с продувкой скорость восхо­дящего потока воздуха можно принять: при бурении шарошечными и лопастными долотами 15—18 м/с, при твердосплавном бурении — 10— 12 м/с, расход воздуха определяется по следующей формуле: Q = 47,1ККг (D-d)V,                                           (7.57) где К — коэффициент, учитывающий неравномерность скорости дви­жения воздуха по скважине из-за увеличения диаметра ствола, нали­чия каверн, К = 1,3-Н,5; К\ — коэффициент, учитывающий уменьше­ние подъемной силы воздуха вследствие потерь давления в кольце­вом пространстве; V — скорость восходящего потока воздуха, м/с; D — диаметр скважины с учетом его увеличения вследствие разработки, м; d - диаметр бурильных труб, м. Значения коэффициента К\ могут быть приняты равными 1,05—1,2 или рассчитаны по формуле Кх = где р3 — давление в призабойной зоне кольцевого пространства сква­жины, Па; ро - атмосферное давление на поверхности, Па, р0 = 105 Па. 219

	Расчет давления воздуха при продувке скважины рассчитывается по методике, предложенной Б.Б. Кудряшовым. Поскольку потери давления воздуха зависят от скорости движения и плотности, которая является функцией давления и меняется по длине потока, давление рассчитывают в направлении, обратном движению воздуха, начиная с выходной линии от заранее известного атмосфер­ного давления. При этом весь путь движения воздуха разбивается на участки, отличающиеся своим расположением и сечением канала по­тока. Для горизонтального участка нагнетательной линии потери напора рк= ^ps+Aal,                                                  (7.58) для восходящего потока в кольцевом пространстве -!1)Ы Рк =
	для нисходящего потока воздуха по колонковой трубе, утяжелен­ными и бурильными трубами,
	ps( 3)Ps = -^—; *' ,                                   (7.60) \+ы где G2RT gsinB а=------т\ъ=-—-;                                      (7-61)
	D	9	F2           2RT
	Рп, Рк — давление в начале и конце участка по ходу расчета, Па; G — массовый расход воздуха, кг/с; R — газовая постоянная для воздуха, R = 287 Дж/(кгк); Т — средняя температура в скважине, К; D3 — эквива­лентный диаметр канала, м, для кольцевого пространства D3 = D — d, для круглого сечения D3 = d; (3 = угол наклона скважины к горизонту, градус; / — длина участка потока, м; g — ускорение свободного падения, м/с2; F — площадь сечения канала, м2; X — безразмерный коэффициент аэродинамического сопротивления для любого участка постоянного сечения, рассчитывается по формуле Веймута: (7.62)
	220

	(А = GJG - расходная концентрация шлама в потоке воздуха; Gn - масса породы, выносимой с забоя скважины, кг/с,
	\		100	(7.63)
	Вк - выход керна, %; DK - диаметр керна, м; Д„ - диаметр скважины, м; р — плотность горной породы, кг/м3; VM — механическая скорость бурения, м/ч; Кт — безразмерный коэффициент Гастерштадта, опреде­ляемый в зависимости от вида породоразру-шающего инструмента: для алмазных коронок и долот Кт= 1-е-1,5; для шарошечных, лопастных долот и пикобуров Кт = 1,5-^2; (значения Кт в указанных пределах нуж­но принимать тем больше, чем мягче порода и крупнее шлам); /э — длина бурильных труб, аэродинамические потери давления на которой эквивалентны потерям давления на преодоление местных сопротивле­ний в соединениях бурильной колонны, (7.64)
	п — число местных сужений; сопротивления:			— безразмерный коэффициент местного
				(7.65)
	а' — опытный коэффициент, а =2— для труб муфтозамкового соедине­ния, а = 1,5 — для ниппельного соединения; d\ — внутренний диаметр бурильных труб, м; di — диаметр наименьшего проходного канала в соединении. Массовый расход воздуха:
	G =	QPo 60RT'
	221

	При расчете потерь давления вначале рассчитываются потери дав­ления на горизонтальном участке выходной линии по формуле (7.58). В качестве начального давления подставляется атмосферное давление Ри=Ро= Ю5 Па. Найденное по формуле (7.58) конечное давление под­ставляется в формулу (7.59) для восходящего потока в качестве на­чального давления (рн). Если скважина имеет ступенчатую конструк­цию, то расчет потерь давления ведется для каждой ступени. Конечное давление на участке между колонковой трубой и стенка­ми скважины принимается давление на забое (р3). Потери давления в нагнетательном шланге и поверхностной нагне­тательной линии определяются по формуле (7.58) и дают абсолютное суммарное давление на ресивере компрессора. Приведенные расчетные зависимости принимают для случая буре­ния по необводненным условиям. На основании аэродинамических расчетов выбирают компрессор с запасом по расходу и давлению воздуха на 15—20 % для борьбы с воз­можными осложнениями (табл. 7.34).
	7.9. ТЕХНОЛОГИЯ БУРЕНИЯ СКВАЖИН С ПРОДУВКОЙ Для бурения скважин с продувкой используется серийное буровое оборудование: станки и установки, породоразрушающий инструмент.
	Таблица 7.34 Краткая техническая характеристика передвижных компрессорных станций
	Марка Производи­тельность, м'/мин Рабочее давле­ние, МПа Тип двигателя Мощность двигателя, кВт ЗИФ ВКС 5 5 0,7 МАК-92С* 60 ЗИФ 55В 5 0,7 ЗИЛ 157М** 75 АКС-5,25 5,25 0,7 АО2-32-4 40 ВКС-6Д 5,4 0,6 Д-54" 42 ДК-9 8,5 0,7 КДМ-46*** 60 ПВ-10 10 0,7 ЯМЗ-23,6*** 80 ЦД-12-25 12 25 ЯМЗ-23,6*** 125 * Электродвигатель. ** Бензиновый двигатель. *** Дизель.
	222

	13 fZ 11 3 10 3 8 . Б 5
	Рис. 7.4. Схема обвязки оборудования при разведочном колонковом бурении Принципиальное отличие заключается в устройстве выходной ли­нии на поверхность и герметизации устья скважины. Схема обвязки оборудования при колонковом разведочном бурении с продувкой воз­духом приведена на рис. 7.4. Основное оборудование включает буровой станок 14, компрессор / с коллектором 2 и буровой насос 15 с зумпфом 16. Насос можно ис­пользовать в случае осложнений или при встрече сильно обводненных пород. В систему обвязки оборудования включают влагоотделитель 4 для сбора конденсата, холодильник 5 для поддержания постоянной температуры воздуха, герме-тизатор устья скважины //, шламоотвод-ную линию 12 с циклоном 13 для очистки воздуха. В систему обвязки входят соединительные шланги 3, вентили 7 и отводящая линия 6. В качестве контрольно-измерительной аппаратуры используют манометр 9 для контроля за давлением воздуха, расходомер 8, термометр 10. Температура сжатого воздуха не должна превышать 90 °С, так как это может вызвать разрушение резиновых шлангов. Выкидная линия 12 обычно устанавливается в сторону господствующих ветров на рас­стоянии не менее 10 м. Для уменьшения попадания пыли на буровую иногда на конце вы­кидной линии устанавливают вытяжной вентилятор. Трубопроводы поверхностной обвязки не должны иметь резких сужений и поворотов. При бурении следует использовать бурильные трубы муфтозамко-вого соединения с широкими проходными каналами и коническими 223

	резьбами. Такие соединения обеспечивают минимальные потери дав­ления и утечки воздуха. Породоразрушающий инструмент должен обеспечить свободный проход воздуха на забой. Поэтому предпочтительно использовать твердосплавные коронки с повышенным выходом резцов и с увели­ченной площадью промывочных каналов. Переход с промывки на продувку не вызывает существенных изме­нений параметров режима бурения. Особое внимание уделяется расхо­ду воздуха и его давлению в нагнетательной линии. Скорость бурения с продувкой в несколько раз выше, чем при бурении с промывкой. По­этому на забое образуется много бурового шлама и его своевременно нужно удалять с забоя. Скорость бурения зависит от того, насколько своевременно и эффективно осуществляется очистка скважины. Основная причина осложнений при бурении с продувкой — поступ­ление воды в скважину. При водопритоках до 10 % образующегося в единицу времени шлама последний начинает слипаться, что может привести в зашламо-ванию скважины. Основная мера борьбы с этим осложнением — увели­чение расхода воздуха, что способствует полному выносу шлама. При водопритоках от 10 до 35 % шлама происходит налипание шлама на стенки скважины и бурильные трубы, образование сальников, затяжки и обрывы инструмента при подъеме. При водопритоках свыше 35 % шлама сальники не образуются. Сальники в этом случае можно раз­мыть водой. Эффективное средство борьбы с сальникообразованием — добавление в поток воздуха пенообразователей в виде 0,5—1,5%-ных водных растворов в количестве 10—50 л на рейс. В качестве пенообра­зователей рационально использовать ОП-10, ОП-7. При бурении по многолетнемерзлым породам важным фактором становится температура сжатого воздуха. Принудительное охлаждение воздуха от 5 до —10 °С полностью устраняет осложнения, связанные с растеплением стенок скважины и с их обвалами в процессе бурения.
	224