Резкое изменение, структурно-агрегатного состояния глины вызывает увеличение ее механической прочности, предотвращает процесс самопроизвольного осыпания сланцев. Расход реагентов для поддержания необходимых параметров обусловливается содержанием иона Са в фильтрате раствора и рН среды. Для бурения в сыпучих глинистых сланцах содержание иона Са колеблется в пределах 0,08—0,15% при рН = 89. При этом расход реагентов составляет 0,3-0,6% СаС12, 0,1-0,15% Са (ОН)2, 0,1-0,3% ССБ и 1 — 1,5% КМЦ (добавки реагентов даны в процентах сухого вещества на объем глинистого раствора). ВКР, стабилизированные КМЦ, обладают сравнительно низкой термостойкостью. Уже при t = 330  350° К происходит резкое повышение водоотдачи, а для КССБ-1 при t = 373  393° К 5 < 15—18 см3. Более термостойкими оказываются растворы, стабилизированные КССБ-2, при которой необратимое увеличение водоотдачи наблюдается лишь при t> 423° К.

Для забойной температуры t < 373  393° К рекомендуется следующая рецептура ВКР: концентрация 0,75—1% СаС12, 0,2— 0,5% Са (ОН)2 и 10—12% КССБ-1. При этом параметры раствора: плотность 1,2—1,25 т/м3, вязкость 35—50 сек, водоотдача 5—8 еж3, содержание ионов Са в фильтрате 0,25—0,3%, рН = 7  9. Для забойной температуры до 423° К концентрация реагентов в растворе должна быть 0,75-1% СаС12 и 12% КССБ-2-10.

Эмульсионные растворы. В ряде случаев в водную дисперсионную среду химически обработанных глинистых растворов вводят равномерно распределенные капельки нефти, стабилизированной Эмульгаторами, или нефтепродуктов (до 10—30% по весу от объема раствора). Такие растворы называют эмульсионными.

Хороший эмульсионный раствор может быть получен лишь на базе высококачественного исходного химически обработанного глинистого раствора путем поддержания в нем оптимального количества нефтяной фазы (в среднем 10—20%), высокой стабильности и дисперсности эмульсии (размеры глобул должны быть в пределах 10—100 мкм).

Нефтяной компонент не только улучшает параметры раствора, но и придает ему новые свойства. Перед введением нефти глинистый раствор обрабатывают химическими реагентами (УЩР, ССБ, КМЦ), соответствующими условиям бурения. При этом нередко обходятся без специальных реагентов-эмульгаторов. Если же стабильность эмульсин недостаточна или необходима более тонкая эмульсия, то в раствор добавляют эмульгаторы — сульфатно-нафтеновые кислоты, их соли и различные контакты (газойлевый, керосиновый, НЧК, детергент ДС) в количестве 0,1—1,0%.

С введением 5% нефти (по весу от объема раствора) резко снижается липкость раствора, при 7—8% прекращается образование сальников. При дальнейшем увеличении количества нефти заметно увеличиваются механические скорости проходки, уменьшается износ долот.

Оптимальное количество нефти в растворе устанавливается опытным путем в зависимости от условий бурения. Нефть добавляется в процессе циркуляции со скоростью, позволяющей ввести расчетное количество нефти за два-три цикла циркуляции.

Растворы на нефтяной основе предназначены: для бурения в осложненных условиях, в частности при проходке обваливающихся соленосных и других пород; для вскрытия продуктивных пластов (особенно с низким пластовым давлением); для бурения глубоких п сверхглубоких скважин при высоких забойных температурах; для увеличения проходок на долото.

Параметры растворов па нефтяной основе в зависимости от конкретных условий бурения могут изменяться в широких пределах: плотность от 0.9 до 2,2 т/м3, вязкость по СПВ-5 от 35 сек до «нетечет», фильтрация за 30 мин нуль, статическое напряжение сдвига1 от нуля до нескольких сот мн/см2, стабильность практически равна нулю. Растворы на нефтяной основе при низких температурах приготовляются следующим образом: смесь битума с дизельным топливом в глиномешалке нагревается до 303—313° К открытым паром, а затем вводится известь. При гашении извести водой (конденсатом пара) температура в глиномешалке поднимается до 373—393° К„ Свободная вода испаряется, получается безводный раствор на нефтяной основе. При сравнительно высоких температурах в скважине процесс приготовления может быть упрощен. В приемные емкости заливается дизельное топливо, в которое в процессе циркуляции вводится расчетное количество известково-битумных порошков и воды. В настоящее время наиболее освоенной рецептурой растворов на нефтяной основе является приготовление их из известково-битумных порошков. На 1 м3 раствора на нефтяной основе расходуется 0,65 м3 дизельного топлива, 4,9 кг известково-битумных порошков, в которых отношение извести к битуму по массе для растворов с плотностью меньше 1,5 т/м3 берется 2 : 1, а для растворов с плотностью более 1,5 т/м3 это отношение равно 1 : 1, к раствору добавляют 20% воды от массы извести. При этом используются окисленный битум с температурой размягчения 413—433° К, негашеная известь активностью не менее 60%, которая получается путем обжига природного известняка; дизельное топливо можно применять как зимнее, так и летнее. Битум п известь применяются в порошках. Известково-битумные порошки изготовляются путем раздельного или совместного помола битума и извести в молотковых дробилках.

Безглинистые промывочные растворы. В последнее время в нефтяных районах Украины, Саратовской, Пермской и других областях начинают применяться безглинистые промывочные растворы.

Ниже приводятся некоторые рецептуры указанных жидкостей.

Меловой раствор. Сырьем для приготовления этого раствора являются отходы мелоцементных заводов или меловая крошка. Химическая обработка исходной меловой суспензии состоит в добавлений 15—20% УЩР. Параметры обработанного мелового раствора: плотность 1,2—1,34 т/м3, вязкость 30—40 сек, водоотдача 7—12 см9 за 30 мин.

Высококалъциевые безглинистые эмульсионные растворы. Исходным Материалом для получения этих растворов служит крахмально-нефтяная эмульсия следующего состава: воды 80—85%, нефти 15 — 20%, крахмала 4—5%, каустической соды 0,5—0,6% (по массе крахмала).

Крахмально-нефтяная эмульсия имеет следующие параметры: плотность 1,0 т/м3, вязкость 250—300 сек, водоотдача 2—3 см3 за 30 мин, статическое напряжение сдвига 0 мм/см2. Высококальциевые эмульсионные растворы применяются при бурении солей и ангидрита. За счет насыщения солью и обогащения выбуренной породой плотность увеличивается до 1,2—1,26 т/м3, вязкость снижается до 25—40 сек и водоотдача увеличивается до 4—8 см3.

Естественные аргиллитовые растворы. Естественная аргил-литовая суспензия, получаемая при бурении аргиллитов, обрабатывается 15% УЩР; в результате раствор приобретает следующие параметры: плотность 1,22 т/м3, вязкость 18—20 сек, водоотдача 5—8 см3. Возможно утяжеление исходного естественного аргиллитового раствора до плотности 1,4 т/м3 путем добавления мела. Иногда для стабилизации естественного аргиллитового раствора применяют реагент 2%-иой концентрации следующего состава: 20 ч. гидролизованного полиакриламида, 2 ч. NaOH и 2 ч. триполифосфатнатрия, условно названного PG-2. Стабилизированный реагент РС-2 аргиллитовый раствор устойчив к воздействию высокой температуры до 373—383° К, допускает утяжеление гематитом до плотности 1,5— 1,55 т/м3, при этом вязкость его не превышает 50—70 сек, а водоотдача 6—8 сл3. Расход реагента РС-2 (сухого, вещества) для обработки естественного аргиллитового раствора составляет 0,6—1,6 кг на 1 м обрабатываемого интервала.

Безглинистый крахмально-силикатный раствор. Составными материалами указанного раствора являются: крахмал 3—4%, кристаллическая каустическая сода 1,5 — 2%, жидкое стекло 15—20% и вода 80-85%.

Параметры крахмально-силикатного раствора: плотность 1,12 т/м3, вязкость 48 сек, водоотдача 4 см3, статическое напряжение сдвига 20,5 мм/см2. Плотность можно регулировать добавками утяжелителя в пределах до 1,7 т/м3. Раствор не восприимчив к соляной агрессии.

Додавки графита в глинистый раствор

Иногда для уменьшения липкости и снижения статического напряжения сдвига корки глинистого раствора в него добавляют серебристый графит в количестве 0,8—1,5% по весу к объему промывочной жидкости.

Для обработки глинистого раствора предварительно готовят так называемый графитовый раствор. Его приготовляют на основе глинистого раствора, разбавленного УЩР.

Предварительные наблюдения показывают, что оптимальное количество графита, вводимого в 1 м3 глинистого раствора, равно примерно 40 кг.

Расчет скорости подачи реагента и воды в глинистый раствор при химической обработке его

При химической обработке глинистого раствора, циркулирующего в скважине, очень важен правильный расчет скорости подачи реагента и воды.

Скорость подачи химического реагента и воды в глинистый раствор должна обеспечивать соблюдение рецепта обработки при условии введения их в течение времени, равного целому числу оборотов циркуляции, и определяется по следующей формуле:

, (26)

где v — скорость добавления химического реагента или воды к глинистому раствору в л/ч\

Q — объем циркулирующего глинистого раствора в м3;

п — количество химического реагента или воды, добавляемое к глинистому раствору, в % от объема раствора;

т — число циклов движения глинистого раствора, в течение которых должна быть проведена химическая обработка;

Т — продолжительность одного оборота циркулирующего глинистого раствора в ч.

Продолжительность одного- цикла циркуляции глинистого раствора в скважине определяется по таблице.

Расход жидкости определяют мерной посудой по времени ее Заполнения, пользуясь специальными таблицами.

Определить влажность бурого угля, а также концентрацию гуминовых кислот в нем, если навеска влажного угля в 68,7 г после просушки равна 58,8 г, а для придания исследуемой вытяжке гуминовых кислот одинакового с эталоном цвета понадобилось к 2 см3 исследуемого раствора добавить 6 см3 воды. Концентрация гуминовых веществ в эталоне составляет 0,08%.

Влажность бурого угля определим по формуле (20)

 .

Концентрацию гуминовых кислот найдем по формуле (21)

.

Подсчитать количество бурого угля влажностью 20% и объем каустической соды, плотность раствора которой равна 1,16 т/м3, необходимые для приготовления 1 м3 химического реагента по рецепту УЩР-15-3.

Потребное количество влажного бурого угля найдем по формуле (22):

.

Объем раствора каустической соды, необходимый для приготовления 1 м3 химического реагента, определим по формуле (23):

Здесь величина m = 14,35% найдена по таблицеB зависимости от плотности раствора каустической соды (1,16 т/м3).

Определить объем раствора ССБ плотностью 1,19 т/м3 и объем раствора каустической. ,соды плотностью 1,24 т/м3, необходимые для приготовления 1 м3 химического реагента по рецепту ССБ-30-5.

По величине плотности раствора ССБ, равной 1,19 т/м3, находим процентное содержание сухой ССБ в растворе (тх = 40%). Затем по формуле (24) подсчитываем потребный объем раствора ССБ:

.

По величине плотности раствора каустической соды, равной 1,24 т/м3, по таблице находим процентное содержание сухой каустической соды в растворе (т = 21,55%). Затем по формуле (23) подсчитываем потребный объем раствора:

.

Определить количество ССБ, необходимое для приготовления 1 м3 химического реагента по рецепту ССБ-30-6, если к 0,2 кг раствора ССБ для снижения плотности его до 1,29 т/м3 необходимо добавить 0,5 кг воды.

Количество ССБ, необходимое для приготовления 1 м3 реагента, подсчитываем по формуле (25):

 .

Определить потребные количества раствора ССБ плотностью 1,23 т/м3, бурого угля влажностью 20% и раствора каустической соды плотностью 1,4 т/м3, необходимые для приготовления 1 м3 комбинированного реагента по рецепту К-10-2-0,5.

Объем раствора ССБ, необходимый для приготовления 1 м3 химического реагента по заданному рецепту, находим по формуле (24):

Здесь процентное содержание тх = 48% сухой ССБ в растворе барды найдено по величине плотности раствора ССБ, равной 1,23 т/м3.

Количество бурого угля влажностью 20%, необходимое для приготовления 1 м3 химического реагента, подсчитываем по формуле (22):

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11