Промывочные жидкости и растворы

ЭМУЛЬСИОННЫЕ ПРОМЫВОЧНЫЕ ЖИДКОСТИ

 

Ряд ПАВ, как уже указывалось, представляют собой ком­позиции различных веществ, одним из компонентов которых яв­ляется гидрофобная составляющая — минеральное масло или органические жиры. При введении в воду таких составов обра­зуются водомасляные эмульсии, которые широко применяются при алмазном бурении. По сравнению с водными растворами ПАВ эти эмульсии обладают повышенными смазочными и ан­тивибрационными свойствами, активно воздействуют на процесс разрушения горных пород и обеспечивают более высокие тех­нико-экономические показатели бурения. Для получения эмуль­сионной промывочной жидкости реже используется нефть и не­которые нефтепродукты (масла), которые не являются поверх­ностно-активными.

В бурении применяются эмульсии двух типов:

эмульсии I рода типа масло в воде, в которой дисперсная (внешняя) среда — вода, а нефть или нефтепродукт — дисперс­ная фаза;

эмульсии II рода, так называемые обращенные (обратные) типа вода в масле, в которой дисперсионная среда — нефть или нефтепродукт, а вода диспергирована и равномерно распреде­лена по объему раствора; эмульсии II рода называются также инвертными эмульсиями.

Эмульсии I рода по многим свойствам, особенно по гидрофильности, напоминают воду, эмульсии II рода — нефть, поэто­му последнюю дисперсную систему называют также гидрофоб­ной эмульсией.

Эмульсии образуются при перемешивании двух взаимно не­растворимых жидкостей. При этом жидкости с более высоким поверхностным натяжением диспергируются в другой жидкости. Так как на поверхности раздела двух фаз существует высокое поверхностное натяжение, а степень дисперсности дисперсной фазы очень большая, свободная поверхностная энергия диспер­гированных глобул весьма значительна. Всякая система стре­мится к уменьшению свободной поверхностной энергии, поэтому эмульсия в состоянии покоя будет разрушаться; входя в кон­такт друг с другом, глобулы будут сливаться, образовывать крупные капли, и система расслоится.

Для стабилизации эмульсии вводят еще один компонент — эмульгатор.

В большинстве случаев эмульгатор — это поверхностно-ак­тивное вещество. Концентрируясь на поверхности раздела фаз, оно уменьшает поверхностное натяжение на этой границе, пре­пятствует слиянию глобул. Вокруг каждой глобулы образуется тонкая плотная пленка, стабилизирующая глобулу. Стабилиза­ция глобул возможна также за счет адсорбции на их поверхно­сти ионов из дисперсионной среды.

Выбор эмульгатора во многом определяет тип эмульсии. Если поверхностное натяжение на границе контакта вода — эмульга­тор оказывается меньше, чем на контакте нефтепродукт — эмульгатор, образуется эмульсия I рода, если же больше — эмульсия II рода. Поэтому возможна система, в которой вода, находясь в меньшем количестве, чем нефтепродукт, является дисперсионной средой. В то же время некоторые эмульгаторы (сульфонатровые смолы, кальциевые мыла жирных кислот и др.) стабилизируют эмульсию воды в нефти при содержании воды 80% и даже больше. Эти эмульсии называют обращен­ными, так как они получаются при замене (обращении) фаз в обычных гидрофильных эмульсиях, когда среда вместо гидро­фильной становится гидрофобной, а дисперсная фаза из гидро­фобной превращается в гидрофильную. Инвертные эмульсии об­ладают инертностью к неустойчивым глинам, исключают раз­мыв стенок скважин в солях.

Простейшая эмульсионная промывочная жидкость — смесь воды и эмульгирующего концентрата, содержащего масляную фазу. Получение таких эмульсионных промывочных жидкостей в большинстве случаев сводится к добавке к воде эмульгирую­щего состава с последующим механическим перемешиванием. При использовании составов с повышенными гидрофобными свойствами (мылонафт, нефть, масла) высококачественную эмульсию получают в установках с ультразвуковыми устройст­вами.

Эмульсионные растворы могут иметь и более сложную ре­цептуру. Так, при бурении с КССК в сложных геологических условиях применяется, например, раствор такого состава: 0,05-0,06% ПАА, 2% ФХЛС, 1,5-2% СМАД-1, 10% УЩР, ос­тальное вода. Порядок перемешивания: вода — ФХЛС — СМАД-1—раствор ПАА—УЩР. Такой раствор имеет высокие ингибирующие свойства и пониженные гидравлические сопро­тивления, что чрезвычайно важно при бурении с КССК. Пара­метры раствора: р=1,02 г/см3, Т = 17÷18 с, B = 6÷8 см3.

Основной показатель качества эмульсий — их устойчивость. Стабильность эмульсии определяется на пробе, отбираемой в стеклянный цилиндр из бесцветного стекла диаметром 25— 30 мм объемом 100 мл. Пробу выдерживают при температуре. 18—20 °С в течение времени, предусмотренного техническими ус­ловиями, но не менее 2 ч. Стабильной является эмульсия, сохра­нившая однородность и равномерную окраску во всем объеме и не выделившая масла.

Поступление в эмульсионную промывочную жидкость в про­цессе бурения высокодиспергированной твердой фазы, особенно глинистой, повышает устойчивость эмульсии. Введением эмуль­гирующих концентратов можно любую промывочную жидкость на водной основе перевести в категорию эмульсионных.

 

 

 


ГЛИНИСТЫЕ РАСТВОРЫ

 

 Состав глинистых растворов

 

Простейший глинистый раствор представляет собой взвесь диспергированной глины в воде. Состав и качество его опреде­ляются составом и качеством дисперсной фазы и дисперсион­ной среды. В качестве основной дисперсионной среды использу­ется вода.

В дисперсной фазе глинистого раствора по степени дисперс­ности различают следующие частицы:

элементарные глинистые пластинки — «большие молекулы»;

первичные глинистые частицы, представляющие собой пачки элементарных пластинок;

агрегаты из первичных глинистых частиц;

высокодисперсные частицы минералов, находящиеся в гли­не в качестве механических примесей;

песок, состоящий из частиц кварца и других инертных по­род, а также из крупных нераспустившихся комочков глины.

Первые три группы составляют коллоидную, наиболее актив­ную фракцию в глинистом растворе. Частицы четвертой группы можно считать активными наполнителями глинистого раствора, так как они способствуют увеличению его структурно-механиче­ских свойств и могут быть центрами структурообразоваиия для коллоидных фракций. Частицы пятой группы относятся к кате­гории механических нежелательных примесей.

В процессе бурения в дис­персную фазу поступают час­тицы разбуриваемых пород. Характер их воздействия на состав и качество глинистого раствора будет определяться дисперсностью и химическим составом и может быть по­ложительным и отрицатель­ным.

clip_image003    

 

 clip_image001

 

 Состав дисперсионной сре­ды глинистого раствора опре­деляется:

электролитами, содержащи­мися в воде, на которой приготовляется раствор;

ионами, переходящими в жидкую фазу из глины при приго­товлении раствора;

веществами, добавленными при приготовлении глинистых растворов.

В процессе бурения состав дисперсионной среды во многом обусловливается:

солями минерализованных пластовых вод, попадающих в раствор при бурении скважины;

ионами из обломков разбуриваемых пород, растворяющихся в жидкой фазе раствора;

интенсивностью взаимодействия химических веществ, нахо­дящихся в дисперсионной среде, с веществами, поступающими в раствор при бурении.

Глинистый раствор характеризуется глиноемкостью. Глиноемкость представляет собой максимальное содержание глинистой фазы (в % или кг/м3), при котором буровой раствор сохраняет заданную консистенцию. Этот показатель характери­зует коллоидальность глины и эффективность химической обра­ботки, является одним из важнейших критериев разжижения глинистого раствора.

Глиноемкость — функция нескольких факторов: гидрофильности твердой фазы; содержания электролитов, реагентов-по­низителей вязкости и защитных коллоидов; температуры и до. Высокая глиноемкость характеризует низкую коллоидальность твердой фазы. Определяющий фактор течения растворов с низ­кой коллоидальностью твердой фазы — вязкое сопротивление при сравнительно невысоких значениях прочности структур. Здесь уже небольшие добавки воды резко снижают эффектив­ную вязкость.

Малая глиноемкость свойственна растворам с коллоидно-активной фазой. Главный фактор, определяющий их консистен­цию, — прочность возникающих структур. В этом случае разжижение достигается путем уменьшения числа коагуляционных контактов в единице объема в результате разбавления водой или ослабления их прочности обработкой реагентами-стабили­заторами. Это иллюстрируется кривой на рис. 39, где на оси абсцисс приведены значения глиноемкости, а на оси ординат — добавка воды, необходимая для возвращения заданной вязко­сти растворам, загустевшим от введения 1% глины сверх тога количества, которое допускает их глиноемкость.

Для разжижения раствора из низкоколлоидальной глины с глиноемкостью 40% необходимо 1,5% воды, а для раствора из высокосортного бентонита с глиноемкостью всего 5% необхо­димо 20% воды. Наиболее эффективно регулирование глиноем­кости химической обработкой.

 

 


Улучшенные глинистые растворы

 

Если в геологоразведочных организациях для приготовления растворов используются низкокачественные глины, глинистые растворы улучшают. Для этого используются реагенты обшеулучшающего действия, главным образом кальцинированная сода, углещелочной и торфощелочной реагенты. Кальциниро­ванная сода способствует процессу полной пептизации коллоид­ной фракции, что выражается в повышении структурно-механи­ческих свойств раствора и некотором снижении показателя фильтрации. УЩР и ТЩР стабилизируют глинистый раствор, что приводит к значительному снижению показателя фильтра­ции и ухудшению реологических свойств. Обычно кальциниро­ванную соду вводят одновременно с глиной, добиваясь тем са­мым более полного извлечения активной составляющей твер­дой фазы, а УЩР и ТЩР — после размешивания.

Концентрация реагентов зависит от качества воды и глины. Добавки Na2СО3 обычно не превышают 0,5%, содержание УЩР и ТЩР может доходить до 20%. В результате использования общеулучшающих реагентов глинистые растворы, даже из низ­кокачественных каолиновых глин, могут иметь плотность 1,15— 1,18 г/см3, условную вязкость 22—25 с, водоотдачу до 20 см3, стабильность до 0,02 г/см3. Улучшенные глинистые растворы при необходимости могут подвергаться дальнейшей обработке реа­гентами. Однако необходимо учитывать совместимость реаген­тов.

 

Ингибированные глинистые растворы

 

Ингибированные растворы применяются при бурении неус­тойчивых, самодиспергирующихся пород (глин, глинистых слан­цев, аргиллитов, алевролитов). Цель ингибирования — сниже­ние гидрофильности твердой фазы и способности ее к пептиза­ции. При ингибировании возрастает глиноемкость растворов. Ингибирование осуществляют путем строго дозируемой коагу­ляции, при которой структурообразование должно быть приостановлено на определенном уровне,  а  пептизации и размокание сильно ограничены.

Ингибированные глинистые растворы обладают ингибирующим эффектом по отношению к разбуриваемым породам, что выражается в крепящим эффекте и повышении вследствие это­го устойчивости стенок скважины. Техника ингибирования за­ключается в многокомпонентной обработке путем введения за­щитных коллоидов, коагулирующих агентов, регуляторов рН, понизителей вязкости.

Химическая основа крепящего действия ингибированных растворов определяется главным образом способностью ионов ингибирующих электролитов вступать во взаимодействие с по­родами глинистого комплекса, вызывать их коагуляцию, ион­ный и неионный обмен, образовывать новые вещества и струк­туры, более стабильные к агрессивным воздействиям дисперси­онной среды и пластовых вод. В результате повышается связ­ность и снижается набухаемость пород. Как правило, процесс этот носит объемный характер. Ингибированные растворы обыч­но получают название по наименованию основного ингибирующего компонента.

Крепящий эффект и повышение глиноемкости ингибирован­ных растворов усиливается по мере добавок ингибирующего реагента, однако это приводит к росту коагуляционных процес­сов в самом растворе, увеличивается показатель фильтрации, возрастает или понижается вязкость, теряется агрегативная устойчивость. Для стабилизации таких растворов используют реагенты с высокой защитной способностью — КССБ, КМЦ, ок-зил, ФХЛС, а также реагенты-понизители вязкости. Иногда удается ограничиться одним реагентом, который выполняет роль и стабилизатора, и разжижителя. Чаще всего это лигносульфонаты. В результате образуется многокомпонентная система, устойчивость и эффективность которой обусловлены определен­ным соотношением компонентов. В процессе бурения свойства такого раствора могут изменяться, так как происходит взаимо­действие с горными породами и пластовыми водами, что, в свою очередь, может потребовать добавок того или иного реа­гента.

 

 


Хлоркальциевые глинистые растворы

 

Хлоркальциевые глинистые растворы (высококальциевые) — глинистые растворы, содержащие в качестве основного активно­го реагента хлористый кальций. В фильтрате таких растворов содержится от 800 до 5000 мг/л ионов кальция. Процесс взаи­модействия ионов кальция с горными породами сопровождает­ся образованием конденсационно-кристаллизационных структур, упрочняющих стенки скважины.

Обязательный компонент высококачественных хлоркальциевых растворов — известь, повышающая рН раствора и ускоряю­щая ионный обмен. Кроме того, известь является дополнитель­ным источником ионов кальция.

Оптимальное содержание компонентов определяется экспе­риментальным путем и зависит от состава пород и условий бу­рения. Например, одна из рецептур хлоркальциевого раствора, разработанная для бурения неустойчивых глинистых сланцев: 0,3—0,6% хлористого кальция, 0,1—0,15 извести, 0,1—0 3% сульфит-спиртовой барды, 1 — 1,5% карбоксиметилцеллюлозы. Раствор имеет следующие параметры: плотность 1,1— 1,15 г/см3, вязкость 17—20 с, водоотдача 8—10 см3, статическое напряжение сдвига — более 1 Па, рН = 6÷10.

В практике разведочного бурения в качестве стабилизатора большее распространение получили простые составы хлоркальциевых растворов: 1—2% СаСl2, до 10% КССБ. Могут также применяться стабилизаторы ХЛС и ФХЛС до 8% или КМЦ до 2%.

В процессе бурения содержание ионов кальция в растворе постоянно уменьшается. Они адсорбируются выбуриваемыми породами и стенками скважины, фильтруются в проницаемые пласты. Концентрацию кальция увеличивают добавками хлори­стого кальция или извести.

При бурении в соленосных толщах хлоркальциевые раство­ры насыщают каменной солью (до 180 кг на 1 м3 раствора). Но при этом резко увеличивается водоотдача. Понизить ее введе­нием дополнительных добавок КССБ в этом случае не удается.

Хлоркальциевые растворы    приготовляют в следующем по­рядке. В заранее приготовленный раствор вязкостью  18—20 с сначала вводят расчетное количество КССБ, после перемеши­вания  в  течение   10—15  мин добавляют    хлористый  кальций. Удобнее вводить хлористый кальций в виде водного раствора. Добавление 1 кг/м3 хлористого кальция (в пересчете на твердое вещество) увеличивает содержание ионов кальция в фильтрате на 200 мг/л. Затем вводят понизитель вязкости и известь, пере­мешивают все в течение 15—20 мин. Приготовленный раствор сливают в приемную емкость. При этом необходимо исключить условия, способствующие пенообразованию: лопасти перемеши­вающих устройств должны быть полностью покрыты раствором, сливать раствор в приемную емкость надо с минимально воз­можной высоты и т. д. Если эти мероприятия не исключают пенообразование, в раствор вводят пеногаситель.

Хлоркальциевые растворы можно приготовлять непосредст­венно в процессе бурения при подходе к неустойчивому интер­валу горных пород. Для этого все реагенты вводят в описан­ном порядке в циркулирующий раствор с соблюдением правил химической обработки.

Известковые глинистые растворы — глинистые растворы, об­работанные известью или портландцементом. Процесс обработ­ки получил название известкования. Известковые растворы наи­более эффективны при бурении в глинистых легко переходящих в раствор породах. Их особенность при правильной обработке — небольшие вязкость и статическое напряжение сдвига при дос­таточно высокой плотности.

Известковые глинистые растворы включают, кроме глины, воды и извести, еще каустическую соду и реагенты — понизите­ли вязкости и водоотдачи.

При введении в глинистый раствор извести кальций, обла­дающий двумя свободными валентностями, может присоеди­ниться обеими валентностями к одной частице либо к двум, связывая их между собой. Таким путем могут образоваться цепочки, состоящие из глинистых частиц, соединенных между собой катионами кальция. Вязкость глинистого раствора резко повышается, раствор теряет текучесть. Прочность связей в це­почках невелика, и при перемешивании они рвутся, образуя короткие цепочки и агрегаты частиц, более крупные по сравне­нию с частицами до введения извести.

Для снижения водоотдачи и предотвращения повторного возникновения длинных цепочек в глинистый раствор вводят химические реагенты, устойчивые к действию кальция, а также добавляют каустическую соду, которая понижает растворимость извести. При этом возникают только короткие цепочки и агре­гаты частиц. Одновременно снижается гидрофильность частиц. В качестве понизителя вязкости в известковый раствор вводят обычно ССБ или КССБ.

Известь очень плохо растворяется в воде. Добавки щелочи уменьшают ее растворимость и соответственно загустевание глинистого раствора. Концентрация кальция в фильтрате изве­стковых растворов находится в пределах 0,0075—0,15%. Так как содержание извести в известковом глинистом растворе до­ходит до 2—2,5%, в растворе всегда есть нерастворимый ее из­быток. По мере удаления из раствора ионов кальция этот избы­ток постепенно переходит в раствор.

Ионы кальция постоянно удаляются из раствора в резуль­тате либо ионного обмена, либо необратимого поглощения гли­ной. Последнее приводит к снижению чувствительности глины и, следовательно, известкового глинистого раствора к солям и химическим реагентам.

Введение извести и каустической соды в раствор приводит к повышению его рН до 11 —12. Известкование снижает содер­жание растворимых гуматов в промывочной жидкости и восста­навливает ее восприимчивость к обработке УЩР.

Известковые растворы обычно приготовляют в процессе цир­куляции промывочной жидкости в желобной системе буровых установок. Предпочтительно введение реагентов в следующем порядке: ССБ, каустическая сода, известь. Конкретная рецепту­ра известковых растворов определяется на месте работ. Напри­мер, для некоторых районов Ставрополья оптимальной оказа­лась следующая рецептура раствора: 3—5% ССБ плотностью 1,20—1,25 г/см3, 1,5—2% каустической соды плотностью 1,3— 1,4 г/см3, 2—2,5% известкового молока плотностью 1,25 г/см3.

Известковые растворы несовместимы с обработкой кальци­нированной содой, фосфатами и другими реагентами, дающими нерастворимые кальциевые соли.

 

 


Калиевые глинистые растворы

 

Калиевые глинистые растворы используются главным обра­зом при бурении в породах неустойчивого глинистого комплек­са. Эффективность калиевого раствора в укреплении глины определяется относительно небольшим размером гидратированного иона К+, который внедряется в состав глины, прочно свя­зывая соседние поверхности и препятствуя тем самым процессу гидратации. Эффект калиевой обработки не зависит однознач­но от минералогического состава глин.

Чаще всего для получения калиевых растворов используется хлористый калий, но можно применять K2SiO3; К2СО3; КОН. Оптимальная концентрация КСl — 6—8%,содержание ионов калия при этом составляет 30 г/л.

Простейший состав калиевого глинистого раствора: 8% реа­гента— носителя ионов калия, 2% стабилизатора КМЦ-500 или 10% стабилизатора КССБ, 8% разжижителя — окзила. Опти­мальная величина рН = 9,5÷10, регулируется рН введением ед­кого калия.

Калиевый раствор вследствие электролитной коагуляции и перехода в него выбуренной породы может загустевать. Для предупреждения этого сочетают хлоркалиевую обработку с из­весткованием. Порядок приготовления такого хлоркалиевого раствора следующий: исходный глинистый раствор, 4% КМЦ-500, 5—7% хлористого калия. Затем готовят окзил с во­дой в составе 1 :8. В эту смесь вводят 30% раствора каустика и 30% известкового молока. Соотношение окзила, каустика и извести составляет 10:0,5:1 в пересчете на сухие вещества. Раствор имеет следующие параметры: плотность 1,15—1,2 г/см3, вязкость по ВБР-5 20—25 с, водоотдача 8—10 см3, толщина кор­ки 1 —1,5 мм, статическое напряжение сдвига 2—4 Па.

Калиевый раствор может быть малоглинистым, полимерным на основе акриловых и других полимеров, эмульсионным. Часто калиевые растворы представляют собой многосолевые системы, особенно когда для их получения используют многотоннажные отходы хлорной продукции, содержащие 30—40% КСl, 5—10% NaCl и до 5% MgCl. Применяются и комбинации хлористого калия с каустическим магнезитом.

Более рационально использование калиевых буровых раство­ров на неглинистой основе, когда глина является лишь напол­нителем.

Алюминатные растворы — растворы, содержащие в качестве ингибиторов соли алюминия. Они имеют очень высокую степень ингибирования и требуют меньшего расхода стабилизатора, чем другие ингибированные жидкости. В качестве алюминатосодержащих соединений используются алюмоаммонийные и алюмо-калиевые квасцы (в концентрации 0,5—2,2%), алюминаты нат­рия, кальция (0,3—1,5%) и другие соли алюминия, а также глиноземистый цемент. Стабилизаторами и разжижителями служат эфиры целлюлозы, лигносульфонаты и хроматы в количестве от 1,5 до 6%.

Алюминатные растворы широко применяются при наличии минерализованных подземных вод, они сохраняют устойчивость при любых концентрациях хлористого натрия и сульфата каль­ция.

Известна следующая рецептура алюминатного раствора: 2— 3% алюмината натрия или 1—1,5% гипсоглиноземистого це­мента, 7—13% ССБ или 7—10% окзила, 3—4% ФХЛС, смазы­вающая добавка (5—7% нефти или 1,5—2% смад-1); раствор имеет рН-9÷9,5, этот показатель регулируется соответствующи­ми добавками каустической соды. Параметры такого раствора в процессе бурения поддерживаются в следующих пределах: плотность 1,17—1,15 г/см3, условная вязкость 17—28 с, водоот­дача 5—10 см3, статическое напряжение сдвига 0,2—1,4 Па.

Алюминатные растворы готовят в перемешивающих устрой-ствах либо в скважинах в процессе бурения. В первом случае всостав алюминатного раствора необходимо вводить пеногаси-тель. Обладая крепящими свойствами, будучи нечувствитель­ными к загрязнению цементом, алюминантные растворы при обогащении их выбуренной породой сохраняют низкие струк­турно-механические свойства даже при глиноемкости до 700 кг/м3. Применяются также малоглинистые алюминатные растворы.

Иногда буровые растворы обрабатывают солями алюминия в сочетании с полимерами-полиакрилатами. Такая комбинация реагентов усиливает их ингибирующее действие, повышает фло­куляцию выбуренной породы.

 

 


Ферросульфатные растворы

 

Ферросульфатные растворы представляют собой глинистые растворы, обработанные сернокислым железом в количестве 0,1 —1,5%. В качестве стабилизаторов служат КССБ, КМЦ, ФХЛС. При бурении высокодисперсных глинистых пород в ферросульфатные растворы необходимо вводить разжижающие реа­генты: лигносульфонаты (окзил), хроматы, бихроматы. Пониже­ние вязкости при добавке лигносульфонатных реагентов осно­вано на сочетании стабилизирующего и ингибирующего эффектов. Концентрация стабилизаторов определяется видом реагента. Так, ФХЛС вводится в количестве до 4%, КССБ — до 12%, КМЦ — до 1%. Лучше подбирать стабилизатор, который одновременно является и разжижителем.

Для замедления возможных процессов коррозии в раствор вводят 2—5% ингибиторов коррозии (лесохимические смолы, различные ПАВ), а для уменьшения износа бурильного инстру­мента — смазочные добавки 5—7 % нефти, 2—4 % смад-1 и др.).

Состав раствора подбирается в соответствии с условиями бурения. Например, известен ферросульфатный раствор следую­щего состава: 1,5% сернокислого железа, 7% КССБ, 2% окзила, 2% смад - 1. Исходные параметры такого раствора: плотность 1,15—1,17г/см3, условная вязкость 20—25 с, водоотдача 5— 7 см3, толщина фильтрационной корки 1 —1,5 мм, статическое напряжение сдвига 1—4 Па.

Разновидность ферросульфатного раствора — феррогуматный раствор. Одна из рецептур такого раствора: 3% сернокис­лого железа, 2—5% УЩР, 2% смад-1 или графита.

Ферросульфатные растворы готовят в перемешивающих уст­ройствах или непосредственно в скважине в процессе циркуля­ции (бурения). Сначала вводят стабилизатор, затем соль сер­нокислого железа (обычно в растворе 20%-ной концентрации), затем остальные добавки. Солью сернокислого железа восста­навливаются соленые и хлоркальциевые растворы после разбуривания цементного камня, поэтому возможны варианты ферросульфатных растворов более сложных составов.

Ферросульфатные растворы могут быть малоглинистыми, а также полимерными.

Силикатные глинистые растворы — растворы с небольшими (0,5—1%) добавками жидкого стекла, используемого для загу­щения глинистых растворов, при этом одновременно в несколь­ко меньшей мере повышается водоотдача. При добавках жид­кого стекла более 1% требуется стабилизатор, в качестве кото­рого используются УЩР или лигносульфонаты. Ингибирующие свойства силикатный глинистый раствор приобретает при кон­центрации жидкого стекла свыше 4%, оптимальной концентра­цией считается 5—10%.

Крепящее действие силикатных растворов обусловлено ионообменом катионов натрия жидкого стекла с катионами кальция глинистых пород. Освободившиеся при этом катионы кальция соединяются с анионами SiO3 жидкого стекла, образуя нераст­воримое в воде соединение СаSiO3, которое и является цементи­рующим веществом.

Регулирование вязкости и водоотдачи силикатных растворов наиболее эффективно при комбинированной обработке лигносульфонатами и УЩР. Один из простых составов силикатного глинистого раствора представляет собой исходный глинистый раствор плотностью 1,1 г/см3, в который введено 10% жидкого стекла и 4% ФХЛС. Параметры такого раствора следующие: плотность 1,12 г/см3, условная вязкость 25 с, водоотдача 7 см3, толщина глинистой корки 1 мм, статическое напряжение 1,5 Па. УЩР вводится в количестве 5—7%, концентрация лигносульфоната при этом уменьшается вдвое. Силикатные глинистые растворы предпочтительнее с небольшим содержанием твердой фазы.

Порядок приготовления: глинистый раствор — стабилиза­тор—жидкое стекло. Для повышения крепящих свойств и уменьшения водоотдачи в последнее время в эти растворы ста­ли добавлять полимерные стабилизирующие реагенты КМЦ, ПАА, гипан, а также комбинации полимеров с лигносульфонатами. Для улучшения смазочных свойств силикатных глинистых растворов в них добавляют 1—2% смад-1, или соапстока, или другой смазки.

Известны силикатные растворы, содержащие в качестве до­полнительного ингибитора соли алюминия (до 0,5—1%), полу­чившие название алюмосиликатных глинистых растворов. Мало-глинистые силикатные растворы широко применяются для про­мывки скважин при бурении с комплектами со съемным керноприемником.

Полимерные глинистые растворы—растворы с добавкой не­больших количеств полимеров. Использование их основано на селективном действии полимеров. Последние стабилизируют коллоидный комплекс глинистого раствора, в то же время коагулируя (флокулируя) менее коллоидную фракцию выбурен­ных пород. Полимерной обработке чаще подвергают бентонито­вые растворы.

Водный раствор полимеров, даже малоконцентрированных, обладает структурой, поэтому введение полимеров позволяет получить оптимальные реологические и фильтрационные харак­теристики глинистых растворов с содержанием гидратирован-ной твердой фазы до 2—4%.

В полимерных глинистых растворах используются полиакри-ламид (ПАА) и гидролизованные его разности РС-2 и РС-4, метас, гипан, реагенты К-4, К-9, М-14 и другие вещества в коли­честве 0,05—0,5% в пересчете на сухое вещество.

Простейший состав полимерного глинистого раствора сле­дующий: водный раствор ПАА 0,25%-ной концентрации, в кото­рый введено 2—3% бентонита. Такой раствор имеет плотность 1,03 г/см3, вязкость 29—35 с, водоотдачу 5,5—8 см3 при высо­кой стабильности и очистной способности, структурная вязкость его (17÷19)•10-3 Па • с, динамическое напряжение сдвига 5— 8 Па.

Полимерные глинистые растворы обладают хорошими сма­зочными свойствами, имеют пониженные гидравлические сопро­тивления, низкое поверхностное натяжение фильтрата (до 2,410-2 Н/м), что благоприятно сказывается на буримости гор­ных пород. Для усиления этих свойств в полимерные растворы вводят до 1 % ПАВ. При использовании гидролизованных поли­мерных реагентов дополнительно вводят 0,3—0,8% кальциниро­ванной соды.

Механическая скорость бурения при использовании полимер­ных глинистых растворов возрастает в 1,1—2 раза, абразив­ный износ сменных деталей буровых насосов и турбобуров сни­жается в 2—3 раза, стойкость породоразрушающего инструмен­та возрастает в 1,5—2 раза, гидравлические потери в циркуля­ционной системе снижаются на 15—20%, расход глины и реаген­тов уменьшается в 3—4 раза.

Полимерный раствор готовят в перемешивающих устройст­вах или на буровой установке в процессе циркуляции. Желаемая последовательность введения компонентов: глинистый раст­вор — водный раствор полимера (обычно не выше 1% в пере­воде на. сухое вещество) — прочие добавки. Могут использовать­ся и сухие порошки полимеров.

В высоковязкие глинистые растворы с целью снижения вяз­кости и статического напряжения сдвига при термическом загустевании вводят до 1% кремнийорганических полимерных жидкостей ГКЖ - 10, ГКЖ -11, ГКП-10. Такие полимерные про­мывочные растворы получили название кремнийорганических растворов или кремнийорганических жидкостей.

Ингибирующий эффект полимерных глинистых растворов не всегда достаточен, поэтому в них нередко добавляют крепящий ингредиент, например 3—10% ФХЛС.

Известны глинистые полимерные растворы с добавками со­лей-ингибиторов Na, К, Mg, Al, Fe и силиката натрия, а также их комбинаций. Такие комбинированные растворы в названии содержат наименование основных активных компонентов, на­пример полимерный алюмосиликатный глинистый раствор, алюмоакриловый глинистый раствор и т. д. При небольшой плот­ности и хороших реологических и фильтрационных характери­стиках комбинированные полимерные растворы обладают высо­ким ингибирующим эффектом и селективным действием. Сохра­няются и другие свойства полимерных растворов.

В качестве добавок к этим растворам широко используются КМЦ (до 2%), биополимеры и ПАА, который не коагулирует даже в концентрированных растворах солей (кроме СаСl2). Концентрация ингибирующих компонентов определяется видом реагента и в целом соответствует их содержанию в ингибирую­щих солевых глинистых растворах.

Комплексный эффект от применения полимерных растворов предопределяет широкую область их использования в самых разнообразных геологических условиях с различным целевым назначением.

 

 

 


Эмульсионные глинистые растворы

 

При бурении толщ неустойчивых глинистых и глинисто-кар­бонатных пород, склонных к образованию сальников на буриль­ных трубах, применяются эмульсионные глинистые растворы. Это концентраты-эмульсолы, а также нефть, дизельное топливо, масла-нефтепродукты. Размеры глобул нефтяной фазы в эмуль­сионных  глинистых  растворах составляют   10—100  мкм.

При приготовлении эмульсии на базе глинистых растворов глинистые частицы, адсорбируясь на границе раздела фаз во­да — углеводородная составляющая, стабилизируют глобулы, повышают устойчивость эмульсии. Чем выше качество глины, тем активнее ее стабилизирующее действие. Добавка нефти в глинистый раствор приводит к улучшению его общего качества, снижению  водоотдачи,  повышению  коагуляционной устойчивости. Порода, слагающая стенки и забой скважины, гидрофобизируется, на ней и бурильном инструменте образуются смазоч­ные пленки, препятствующие агрегированию частиц выбуренной породы и прихватам бурового снаряда. Кроме того, эмульсион­ным глинистым растворам присущи и все прочие эффекты, вы­зываемые ПАВ.

Эмульсионные глинистые растворы с небольшим содержа­нием качественной глинистой фазы характеризуются следующи­ми основными параметрами: вязкость 18—25 с, водоотдача 3— 7 см3, статическое напряжение сдвига 1—2,5 Па.

Нефть добавляется в глинистый раствор в количестве 8 — 20%. С ее введением уменьшается глиноемкость раствора, по­этому верхний предел ее содержания обусловлен требуемыми плотностью и вязкостью раствора при соблюдении оптимального эффекта гидрофобизации.

Эмульгаторы нефти и дизельного топлива в растворе — как сама глинистая фаза, так и специально добавляемые реагенты. Так как основным фактором стабилизации является механиче­ский (прочность поверхностных слоев глобул нефти), то опреде­ляющий эмульгатор в эмульсионных глинистых растворах — глинистая фаза.

На устойчивость  нефтеэмульсионного раствора существенно влияет состав нефтяной фазы. Повышенное содержание в нефти  высокомолекулярных   асфальтенов   и  смол   уменьшает  стабильность эмульсии. Таким образом, при достаточной концент­рации  и  коллоидальности     глинистой   фазы  с  легкой  нефтью можно   получить   нефтеэмульсионный   раствор   без  химической обработки и добавки специальных эмульгаторов.

Стабильность нефтеэмульсионных растворов повышается при химической обработке исходных глинистых растворов, а также при введении ряда реагентов одновременно с нефтью. Усиливая гидрофильность глинистого компонента, диспергируя и стабилизируя глинистые частицы, химические реагенты активизируют глинистую фазу как эмульгатор. Так действуют NaOH, N2CO3, УЩР, ССБ и КССБ, КМЦ и другие реагенты. Кроме того, за­щитные реагенты дополнительно повышают устойчивость эмуль­сий вследствие образования вокруг глобул высоковязких гидратированных оболочек. Если стабильность эмульсионного глини­стого раствора все-таки недостаточна и наблюдается отстой нефтяной фазы, добавляют 0,5—2% эмульгаторов: сульфоиола, эмультала, Na-мыла, эмульсолов и др.

Нефтеэмульсионные растворы чаще приготовляют непосред­ственно на буровых установках путем введения нефти и эмуль­гаторов в желобную систему или во всасывающую линию буро­вого насоса в процессе циркуляции. Расчетное количество нефти и реагента должно быть введено за два-три цикла,

В перемешивающих устройствах эмульсионный глинистый раствор с УЩР приготовляют следующим образом. Сначала за­ливают требуемый объем  УЩР, добавляют  примерно  1/3  требуемого количества воды и после кратковременного перемеши­вания вводят все расчетное количество глины. После растворе­ния глины в полученную пасту постепенно вливают расчетный объем нефти. Затем нефтяную пасту разбавляют оставшейся водой и непрерывно перемешивают в течение 1 ч до образования эмульсионного раствора. Иногда нефтеэмульсионные глинистые растворы вспениваются, поэтому вводят пеногасители, в частно­сти НЧК.

При бурении в растворе необходимо поддерживать заданное количество нефти, так как с течением времени концентрация ее уменьшается за счет потерь со шламом и керном, образования фильтрационных корок и др. Так как существующие способы определения количества нефти в жидком растворе довольно сложны, можно принимать ежесуточные потери нефти из рас­чета 0,5—1%.

Необходимо отметить, что применение нефтеэмульсионных растворов может привести к преждевременному износу резино­вых деталей насосов и шлангов. Однако интенсивность износа не носит угрожающего характера.

Эмульсионные глинистые растворы широко применяются при бурении в соляных толщах и солесодержащих породах.В этих случаях стараются поддержать в растворе одинаковую минерализацию с пластовой солью.

В эмульсионный можно перевести практически любой гли­нистый раствор, в том числе и ингибированный. Такие раство­ры, сохраняя исходные свойства, приобретают все качества эмульсионных растворов.

 

 

 


Глинистые растворы с добавками веществ специального назначения

 

 

В глинистые растворы вводят вещества, придающие им спе­цифические технологические свойства. В качестве исходных мо­гут служить как необработанные, так и обработанные химиче­скими реагентами глинистые растворы. Получение таких раст­воров сводится, как правило, к добавке соответствующего ве­щества в процессе циркуляции глинистого раствора в скважине. В некоторых случаях введение реагента определенного функцио­нального назначения требует добавки реагентов, сохраняющих остальные свойства исходного раствора.

Следует указать, что деление растворов в соответствии с назначением той или иной добавки условно, так как большин­ство таких добавок имеет многофункциональное, комплексное действие.

Растворы с улучшенными смазочными свойствами получают при добавке до 5% нефти, до 1% графита, 0,2% полиакриламида или гипана, 0,15% К-4, 0,2% кремнийорганических жидко­стей, а также при комбинации этих веществ. Кроме того, ши­роко     применяются  поверхностно-активные антифрикционные добавки и их комбинации в суммарном количестве от 0,5 до 2%. Наиболее активны смад-1, окисленные жирные кислоты, сульфонолы, сульфатное мыло, талловое масло, эмульсолы. Так как эти добавки представляют собой эмульгаторы, растворы со временем переходят в эмульсионные с высокой степенью дис­персности масляной фазы. Однако эмульсионными глинистыми растворами их не называют.

Эти же растворы имеют пониженные гидравлические сопро­тивления вследствие пластифицирующих свойств большинства из перечисленных добавок, понижают твердость горных пород при бурении, сохраняют проницаемость продуктивных горизон­тов. Следует также иметь в виду, что концентрация добавок в процессе бурения постоянно понижается; это приводит к сни­жению соответствующего эффекта.

Необходимость введения в глинистые растворы ингибиторов коррозии обусловлена окисляющим действием промывочной среды па буровое оборудование и инструмент. В первую оче­редь это растворы, содержащие поливалентные соли, а также воздух. Для легкосплавных бурильных труб наиболее эффек­тивна добавка 2—3% смад-1, 5% жидкого стекла, 0,5% кар­боната кальция, 1% графита, гексаметафосфата и 0,3% триполифосфата натрия, а также 0,2% специального ингибитора. Для стальных труб используют до 2% водорастворимых сульфонатов; 1% смеси гудронов; 0,3% ДС-РАС; 0,1% специальных ингибиторов ИКБ-4; 0,2% И-I-Д и др.

Глинистые растворы с добавками, снижающими температу­ру замерзания, содержат большое количество солей, главным образом NaCl и КСl (до 10—15%). Такие растворы готовят на рассолах и для стабилизации предварительно обрабатывают КССБ (до 10—12%), полимерами (до 1—2%) окзилом (до 3%), крахмалом (до 4%) или их комбинациями.

Реже глинистые растворы используются для бурения в соленосных породах. В таких случаях их готовят па рассолах со­ответствующих солей, которые и являются функциональными добавками.

В качестве добавок, придающих раствору термоустойчи­вость, применяются хроматы, бихроматы, фенолы эстонских сланцев (ФЭС), которые вводят в количестве 0,1—0,2%. Одна­ко добавки хроматов увеличивают водоотдачу, а основная зада­ча получения термостабильных растворов заключается в со­хранении минимальной водоотдачи в условиях повышенных за­бойных температур. Поэтому в качестве термостабилизирующих добавок применяются чаще реагенты-стабилизаторы: Na-карбоксилметилцеллюлоза, КМЦ-600 и производные КМЦ (карбо-фен, карбамин, карбаминол), концентрация которых может дохо­дить до 2,5—3%. Добавки КМЦ и ее производных используют­ся также для получения термоустойчивых глинистых растворов. В этом случае вещества-структурообразователи выступают в качестве добавок специального назначения.

 

 


Утяжеленные глинистые растворы

 

К утяжеленным глинистым растворам относятся растворы с повышенной плотностью (до 2,2 г/см3 и более), содержащие тонкодиспергированные утяжелители. Эти растворы применяют при бурении неустойчивых горных пород, а также для преду­преждения водопроявлений, выбросов нефти и газа в пластах с высоким давлением.

Качественные глинистые растворы, имеющие невысокую вяз­кость, но способные удерживать частицы утяжелителя во взве­шенном состоянии, обрабатывают утяжелителем. Обычно утя­желяют глинистые растворы, предварительно обработанные химическими реагентами. Особое внимание уделяют структур­но-механическим свойствам исходного раствора. Статическое напряжение сдвига подлежащего утяжелению раствора должно быть не менее 2 Па через 1 мин.

Утяжелители к растворам добавляют в перемешивающие устройства, реже на буровых установках в процессе циркуля­ции раствора.

Расход утяжелителя qна 1 м3 исходного раствора для по­лучения заданной плотности определяется по формуле

q = pу(pг -p1)/(py - pГ) ,                                                                                   (VII.1)

где ру, рг, p1 — плотности соответственно утяжелителя, заданная глинистого раствора, исходного раствора, кг/м3. С учетом влажности утяжелителя

     q = pу(pг -p1)/(py - p1)(1- n+np1) ,                                                              (VII.2)

(n— влажность    утяжелителя, доли единицы).

Утяжеление глинистых растворов сопровождается сущест­венным повышением их вязкости и статического напряжения сдвига. Снижение вязкости путем разбавления водой нецеле­сообразно, так как это ухудшает параметры раствора и вызы­вает необходимость добавки дополнительного утяжелителя. Поэтому понижать вязкость утяжеленных глинистых растворов следует химическими реагентами, содержащими небольшое ко­личество воды, например хромлигносульфонатом, ПФЛХ. До­бавки реагентов подбираются опытным путем.

Использование утяжеленных глинистых растворов приводит к существенному снижению механической скорости бурения.

Аэрированные глинистые растворы

Глинистые растворы, насыщенные воздухом, применяются для борьбы с поглощениями в неустойчивых породах. Аэриро­ванные глинистые растворы имеют пониженную плотность, меньшую, чем у исходного раствора, водоотдачу, повышенные статическое напряжение сдвига и вязкость, обладают высокой очистной способностью. Они хорошо совместимы с различными видами химической обработки.

Аэрированные растворы характеризуются либо воздухосодержанием — количеством воздуха в единице объема, либо сте­пенью аэрации, которая представляет собой отношение объем­ного расхода воздуха при нормальных условиях к объемному расходу жидкости.

Реологические свойства аэрированных глинистых растворов во многом зависят от воздухосодержания, что рассмотрено вы­ше. Повышение плотности исходных глинистых растворов при­водит к резкому увеличению реологических параметров аэри­рованных растворов. Поэтому для аэрации следует использо­вать качественные глинистые растворы с небольшим содержа­нием твердой фазы. Аэрируются практически все промывочные жидкости на водной основе. При степени аэрации более 40 аэ­рированные жидкости, в том числе и глинистые растворы, пе­реходят в пены.

 

 

 


МЕЛОВЫЕ РАСТВОРЫ

 

Меловые растворы представляют собой группу растворов различного целевого назначения, в которых основной компо­нент твердой фазы — мел.

В процессе бурения водорастворимых неглинистых отложе­ний, при вскрытии минерализованных подземных вод в глинис­том растворе всегда происходит сложное физико-химическое взаимодействие глинистой фазы с дисперсионной средой, в ре­зультате чего качество раствора ухудшается вплоть до гидро­фобной коагуляции твердой фазы. Интенсивность этих про­цессов часто настолько велика, что химическая обработка гли­нистых растворов оказывается неэффективной. Меловые раст­воры в таких условиях, выполняя все функции промывочных жидкостей, оказываются более устойчивыми.

Меловой порошок не дает в воде агрегативно устойчивой суспензии вследствие недостаточной гидратации поверхности. Стабилизация водной суспензии мела достигается введением 15% таких реагентов, как КССБ, ССБ, УЩР, 1—2% полимеров и ряда других веществ. Так как дисперсность мела меньше, чем дисперсность глин, и в процессе бурения она практически не изменяется, при использовании в качестве стабилизаторов лигносульфонатов необходимо вводить структурообразователь. Обычно это 0,5—2% жидкого стекла, но иногда добавляют 4— 5% (от массы мела) глинопорошка. Полимеры стабилизируют и структурируют меловой раствор.

Особенность меловых растворов — небольшая вязкость при значительной плотности. Можно получить легко перекачивае­мые меловые растворы полностью 1,5—1,6 г/см3 без обработки понизителем вязкости. На рис. 40 показан характер изменения условной  вязкости  с ростом  плотности  для  мелового  (кривая 1) и глинистого (кривая 2)растворов из дружковской каолиновой глины.

 

clip_image006

 

При бурении в поглощаю­щих горизонтах в меловые растворы вводят глину (до 50% твердой фазы). Такие растворы получили название глинисто-меловых, они обла­дают повышенными вязкостью и статическим напряжением сдвига.

Меловые растворы приме­нительно к конкретным усло­виям обрабатываются теми же реагентами, что и глинистые растворы, примерно в таком же соотношении и таком же порядке. В зависимости от состава они могут быть кальцие­выми и высококальциевыми, известковыми, эмульсионными, силикатными, когда содержание жидкого стекла увеличивается до 10%. Параметры мелового раствора определяются его хими­ческим составом.

По назначению  меловые  растворы   классифицируются  сле­дующим образом.

1.   Растворы для  нормальных геологических условий:  мело­вые растворы плотностью    1,2—1,26 г/см3 с обычной обработ­кой защитным коллоидом.

2.   Растворы для бурения в осыпающихся аргиллитах и глинистых сланцах.  Сюда  относятся  кальциевые,  высококальцие­вые и силикатно-меловые растворы.

3.    Растворы для бурения в ангидритах и мелах — эмульси­онные меловые и известковые меловые растворы.

4.    Растворы для вскрытия высоконапорных горизонтов — ме­ловые растворы плотностью до 1,6 г/см3.

5.   Меловые растворы для бурения в поглощающих горизонтах — глинисто-меловые.

Меловые растворы готовят из порошкового или комового мела в ФСМ или глиномешалках. Несмотря на низкую механи­ческую прочность, мел диспергируется значительно хуже, чем глина, вследствие чего на приготовление мелового раствора требуется примерно в 2 раза больше времени, при этом разме­ры частиц мела имеют значительно большие размеры, чем час­тицы глины. В меловом растворе фракция размером менее 0,01 мм составляет всего 50—85%. Обрабатывать меловую суспензию реагентами следует после полного размешивания мела.

При необходимости меловые растворы аэрируются одним из методов, описанных выше.

 

 

 


САПРОПЕЛЕВЫЕ РАСТВОРЫ

 

Сапропелевые растворы представляют собой смесь сапро­пеля с водой при содержании его от I до 10%. Так как в орга­нической массе сапропелей преобладают гуминовая и углевод­ная (гидролизуемая) группы веществ, в состав таких растворов входит до 0,5% NaOH или КОН. Однако даже в естественном состоянии дисперсии сапропелей после перемешивания образу­ют при концентрации твердой фазы 3—5% буровые растворы, пригодные для бурения в неосложненных условиях.

В сапропелях присутствуют все необходимые минеральные и органические вещества, биополимеры и природные ПАВ, ко­торые обеспечивают высокую агрегативную устойчивость дис­персий сапропелей в воде. Особенность минеральной части са­пропелей — наличие в ее составе аморфных форм кремния, же­леза, кальция и фосфора, поэтому минеральная составляющая играет активную роль в формировании коллоидно-дисперсных структур буровых растворов.

По своим свойствам, и в первую очередь по структурно-рео­логическим и фильтрационным, растворы из сапропелей не ус­тупают растворам из глинопорошков лучших марок. При кон­центрации твердой фазы до 1% сапропелевые растворы ведут себя как ньютоновские жидкости. По мере нарастания ее кон­центрации растворы обнаруживают аномалию вязкости за счет ориентации симметрических комплексов  в  процессе течения.

В зависимости от концентрации и вида сапропеля техноло­гические свойства растворов колеблются в широких пределах: плотность 1,01—1,1 г/см3, а в минерализованных растворах до 1,3 г/см3, условная вязкость 25—40 с, показатель фильтрации 5—15 см3, статическое напряжение сдвига 0—4 Па. Для регу­лирования свойств сапропелевых растворов используются рас­пространенные реагенты: 15% УЩР и ТЩР, 1% гепана, мета­са, 2% КМЦ, 15% ССБ, различные щелочи и др.

Сапропелевые растворы делятся на высокоминерализованные, ингибированные, эмульсионные. Последние могут быть и обратными. Параметры таких растворов: плотность 1,01— 1,02 г/см3, вязкость 80—90 с, водоотдача 0—3 см3, статическое напряжение сдвига 1—3 Па. Высокоминерализованные сапро­пелевые растворы не требуют крахмальной обработки.

Сапропелевые растворы имеют ряд преимуществ: 1) эконо­мится дефицитная высококачественная глина; 2) уменьшается загрязнение продуктивных пластов и окружающей среды; 3) снижается абразивный износ бурильного инструмента; 4) не требуются смазывающие добавки; 5) улучшаются условия про­ведения геофизических исследований в скважине.

 

 

 


ПРОМЫВОЧНЫЕ ЖИДКОСТИ НА ОСНОВЕ ВЫБУРЕННЫХ ПОРОД

 

Как уже отмечалось, глинистые растворы очень - чувстви­тельны к коагулирующему действию минерализованных подзем­ных вод. Кроме того, в процессе бурения вследствие увеличе­ния объема твердой фазы за счет поступления частиц разбу­риваемых пород глинистые растворы загустевают, вязкость их резко возрастает, что сопровождается ростом статического на­пряжения сдвига и водоотдачи, утолщением глинистой корки на стенках скважин. Своевременной химической обработкой параметры глинистого раствора могут быть приведены в норму. Однако со временем раствор теряет чувствительность к хими­ческой обработке, а разбавление его водой вызывает ухудше­ние качества.

В практике разведочного бурения, особенно в удаленных районах, не всегда удается своевременно обеспечить буровые необходимым количеством глины. При отсутствии местного сырья растворы, приготовленные целиком из привозных глин, дороги. Поэтому в разведочном бурении используются естест­венные растворы — стабилизированные жидкости, твердая фа­за которых представлена частицами выбуренных неглинистых пород. Особенность таких растворов состоит в том, что они маловязкие, сохраняют подвижность при значительном содер­жании твердой фазы, их статическое напряжение сдвига не до­стигает больших значений.

Следует отметить, что довольно широко известны естествен­ные промывочные жидкости на основе выбуренных глинистых пород. Если имеется возможность получения и использования таких растворов, ее надо всячески использовать. Однако есте­ственным глинистым растворам свойственны все недостатки искусственно приготовленных.

Большие работы по созданию рецептур, исследованию и внедрению в практику промывочных жидкостей на основе выбу­ренных пород проведены С. Н. Ятровым, И. Е. Шевалдиным, Г. И. Летуновским, Н. Ф. Семенко и др. Промывочные жидкос­ти представляют собой полидисперсные многокомпонентные системы, реологические и структурно-механические свойства которых достигаются стабилизацией поверхностно-активными веществами и обработкой реагентами-структурообразователями и понизителями вязкости. Естественные промывочные жидкос­ти получают название в зависимости от минералогического со­става твердой фазы. Последняя многокомпонентна, так как очень редко геологический разрез месторождения представлен однородными по своим физико-химическим свойствам порода­ми. Поэтому название раствора и во многом его качество обус­ловливает основной составляющий компонент.

Естественные промывочные жидкости получаются в процес­се бурения путем насыщения воды, содержащей поверхностно-активные вещества, частицами выбуренной породы. Кинетика перехода выбуренных пород в промывочную жидкость зависит в первую очередь от физико-химических свойств разбуривае­мых пород и степени их диспергирования, физико-химического состава дисперсионной среды, степени взаимодействия твердой и жидкой фаз, активности поверхностно-активных веществ и т. д.

В отличие от глин частицы неглинистых минералов, образу­ющиеся в процессе бурения, имеют изодиаметрическую форму, а обменная емкость неглинистых пород незначительна: 1,78— 10,8 ммоль. Небольшая обменная емкость этих пород опреде­ляет незначительное физико-химическое сродство их с водной средой, что в конечном счете, наряду с формой частиц, опреде­ляет свойства естественных промывочных жидкостей, способ­ность сохранять физико-химические свойства в зонах интенсив­ного солевого воздействия.

Повышение гидрофильности частиц неглинистых пород и, следовательно, увеличение устойчивости дисперсной системы происходит в результате образования на их поверхности адсор­бционных слоев поверхностно-активного вещества. Необходи­мое условие стабилизации концентрированных дисперсных си­стем—образование адсорбционных слоев, обладающих доста­точно высокой структурной вязкостью, упругостью и механи­ческой прочностью па сдвиг. С увеличением концентрации по­верхностно-активных веществ — стабилизаторов — устойчивость системы возрастает.

ПАВ избирательно адсорбируются на породах, поэтому для каждой разновидности пород применяется наиболее эффектив­ное из них. В ряде случаев использование смеси нескольких ПАВ дает больший эффект, чем каждое вещество в отдель­ности.

Для обработки естественных промывочных жидкостей наи­более распространены УЩР, ССБ, КССБ, КМЦ, сульфат цел­люлозы (СЦ), окисленный лигнин (ОЛ) и др.

Придание раствору структурно-механических свойств дости­гается введением реагентов - электролитов и полимеров. При добавке электролитов к синтетическим ПАВ образуются слои с более сильными структурно-механическими свойствами, об­ладающие высокой стабилизационной способностью. Здесь наи­большее распространение получили каустическая сода, кон­центрированные фосфаты, карбонат натрия, жидкое стекло, хлористый кальций, хлористый натрий, крахмал и др. В каче­стве структурирующей добавки используются и небольшие ко­личества бентонитовых глин.

Необходимо иметь в виду, что в ряде случаев воздействие электролитов может привести к снижению агрегативной устой­чивости и гидрофобной коагуляции промывочных жидкостей на основе выбуренных пород.

Введение химических реагентов наряду со стабилизацией системы содействует диспергированию частиц твердой фазы в процессе ее движения по циркуляционной системе скважины. Растет механическая скорость бурения, повышается стойкость породоразрушающего инструмента.

Не вся разбуренная порода переходит в активную твердую фазу естественного раствора. Крупные частицы осаждаются в желобной системе и отстойниках.

Так как при разведочном бурении используется породоразрушающий инструмент небольшого диаметра, причем бурят преимущественно колонковым способом, то относительно не­большой объем материала может служить твердой фазой. Од­нако широкое применение алмазных и твердосплавных коро­нок приводит к тому, что значительная масса этого материала измельчается в процессе бурения до размеров, не требующих дополнительной диспергации.

 

 


Примеры составов промывочных жидкостей

 

Для примера приведем некоторые составы промывочных жидкостей на основе выбуренных пород.

Карбонатные промывочные жидкости

1.Для пресных и слабоминерализованных карбонатных суспензий (до 5% NaCl и СаСl2);

а)   15—25% УЩР и 0,5—1% жидкого стекла;

б)   1,5—2,5% сульфонатриевых солей сланцевых смол (СНС) при отсутствии минерализации;

в)    1,5—2,5% СНС и 0,5—1% крахмала  (в случае слабоми­нерализованных суспензий);

г)    1,5-2% КМЦ.

2. В условиях минерализации  (20—10%  NaCl и СаС12):

а)   1,5—2% ССБ и 1—1,5% крахмала;

б)   1—2% КМЦ и 1—2% ССБ.

При обработке карбонатных суспензий указанными выше сочетаниями поверхностно-активных веществ и реагентов обра­зуется карбонатный раствор плотностью 1,2 г/см3, вязкостью 16—23 с, с водоотдачей 3—8 см3.

Мергелисто-меловые и мергелистые промывочные жидкости

1.  7,5—10% УЩР и 0,25% кальцинированной соды  (к объ­ему раствора).

2.  7,5—10% УЩР и 0,25—0,5% СаС12.

Параметры таких растворов при плотности 1,29—1,36 г/см3 колебались в пределах: вязкость 20—36 с, водоотдача от 2— 5 до 18 см3, статическое напряжение сдвига 4—5,3 Па.

Сульфатные исульфатно-галоидные растворы

1.1,5—2,5% ССБ и 1—2% крахмала.

2.  1—1,5%ССБ, 1% КМЦ и 1—2% крахмала.

 

При обработке этими реагентами сульфатных и сульфатно-
галоидных суспензий в процессе бурения в скважине создают­
ся буровые растворы плотностью 1,2—1,3 г/см3 при вязкости
16—25 с и водоотдаче 3—8 см3.                                                                                  

Аргиллитовые растворы

1.   Для неминерализованных суспензий:

а)    10—20% УЩР;

б)    1,5—2%крахмала;

в)    1,5-2% КМЦ.

2.   Для минерализованных суспензий:

а)    1—2% ССБ и 0,5—1,5% крахмала;

б)    1—2% ССБ и 1—2% КМЦ;

в)    1,5—2% гидролизованного полиакриламида РС-2.

Такие растворы при плотности 1,2—1,25 г/см5 имеют вяз­кость 20—25 с и водоотдачу 6—7 см3.

Вследствие образования высокодисперсного шлама при бурении  алмазными  коронками  имеется  возможность  получения естественных промывочных жидкостей на  основе песчаников, метаморфизованных и изверженных пород.

1.   Для осадочных пород — алевролитов,  аргиллитов и песчаников: 10—15% РС-2,

1 — 1,5% ПФЛХ.

2.     Для метаморфизованных пород— туфов, кварцево-хлоритовых сланцев, кварцитов: 0,1—0,5%  КМЦ,  1%  ССБ, 10—15%  РС-2.     

3.   Для  изверженных  пород — габбро  и  гранитов: 10—15%  РС-2.

Следует иметь в виду, что приведенные рецептуры имеют общий характер. В каждом отдельном случае они должны уточняться в лабораториях и в процессе производственного ис­пользования с учетом конкретных геолого-технических условий. Накопление дисперсной фазы при получении раствора проис­ходит постепенно в процессе углубления скважины. Поэтому подготовительные работы по переходу на естественный раствор следует проводить до вскрытия зон возможных осложнений.

Естественные промывочные жидкости легко поддаются утя­желению. Кроме того, повышенная плотность до 1,7 г/см3 таких растворов  может  быть  без существенного  изменения  реологи­ческих и структурно-механических свойств достигнута увеличе­нием содержания твердой фазы.

 

 

 


ПРОМЫВОЧНЫЕ ЖИДКОСТИ С КОНДЕНСИРОВАННОЙ ТВЕРДОЙ ФАЗОЙ

 

Промывочные жидкости с конденсированной твердой фазой представляют собой коллоидные системы, которые получаются путем введения в истинный раствор электролитов (рассолов) различных щелочей, в результате чего образуются труднорастворимые соединения (гидрогели). Растворы на основе гидроге­лей впервые разработаны в нашей стране. Их рекомендуется применять при бурении солей, соленосных пород, а также не­устойчивых глинисто-аргиллитовых пород, не содержащих га­логенную толщу.

Наибольшее распространение получил гидрогель магния. Для получения такого раствора в минерализованную пласто­вую воду, либо раствор хлоридных отходов промышленных предприятий, либо (реже) раствор товарного бишофита с со­держанием ионов магния до 40 г/л добавляют 2% щелочи или извести с последующим активным перемешиванием. В резуль­тате получается взвесь в растворе солей весьма активного ве­щества — гидроокиси магния Mg(OH)2, обладающая структу­рой и высокоингибирующими свойствами. Общая соленость гидрогеля магния может достигать 350 г/л.

Свойства таких растворов легко регулируются введением полимеров, крахмала и лигносульфонатов. На основе гидроге­ля магния используются «чистые гидрогели», глинисто-гидрогелевые, эмульсионные растворы.

Кроме магниевых, применяются растворы гидрогеля алю­миния, например, при обработке жидким стеклом раствора, со­держащего сернокислый алюминий. Здесь твердая фаза пред­ставлена труднорастворимым силикатом алюминия.

Гидрогели можно использовать также в качестве структури­рованных промывочных жидкостей при бурении в северных районах страны, а также в зоне многолетнемерзлых пород.

 

РАСТВОРЫ  НА  НЕВОДНОЙ  ОСНОВЕ

 Растворы на нефтяной основе

 

 

Сюда относятся гидрофобно-эмульсионные и известково-битумные (ИБР) растворы.

Гидрофобно-эмульсионные растворы представляют собой эмульсии II рода. Они используются при бурении в соленосных и неустойчивых глиносодержащих породах, легко переходящих в промывочную жидкость, в многолетнемерзлых породах, а также при борьбе с поглощениями.

Высокая дисперсность, надежная стабилизация водной фазы в углеводородной среде позволяют им обеспечить все преиму­щества углеводородных растворов при более низкой стоимости и сравнительной простоте приготовления и обработки. Зна­чительные преимущества гидрофобных эмульсий — это повы­шенная вязкость, пониженная плотность, нейтральное отноше­ние к солям, возможность регулирования вязкости в широких пределах.

Агрегативная устойчивость гидрофобно-эмульсионных раст­воров зависит от стабилизирующих свойств ПАВ, поэтому они обязательно должны содержать ПАВ-стабилизатор.

Известна гидрофобная эмульсия с соляровым маслом (ке­росином) и нетоксичных стабилизаторов-алкилоламидов синте­тических жирных кислот фракции C10C16. Состав эмульсии: 10% солярового масла, 89% воды, 1% эмульгатора. Плотность такой эмульсии 0,95—0,98 г/см3, вязкость 350 с, статическое на­пряжение сдвига 7 Па. Структурно-механические параметры ее зависят от соотношения гидрофобной жидкости и воды и воз­растают с увеличением количества воды, чем и вызван эффект предотвращения поглощения промывочной жидкости при буре­нии. При контакте с пластовыми водами в трещинах горных пород вязкость эмульсии резко увеличивается, что предупреж­дает поглощение.

Диспергирование глинистых пород в эмульсии происходит медленно, вязкость эмульсий при этом уменьшается.

При бурении в отложениях ангидрита и соли, а также в по­родах с высоким содержанием кальция применяются нефтеэмульсионные растворы, эмульгатором и стабилизатором кото­рых служит крахмал. Один из составов такого раствора следу­ющий: 76% воды, 20% нефти, 4% крахмала, 0,5% каустической соды (от массы крахмала). Вода может быть насыщена NaCl. Эмульсия имеет плотность около 1 г/см3; вязкость 30 с, водо­отдачу 2 см3. Готовят нефтеэмульсионный гидрофобный раствор в глиномешалке путем размешивания в воде крахмального реагента с последующим введением нефти. Общее время при­готовления эмульсии 20—30 мин.

Известково-битумные растворы применяются для вскрытия продуктивных горизонтов с сохранением естественной прони­цаемости, а также для бурения в особо неустойчивых глинис­тых соленосных отложениях. В таких растворах дисперсионная среда представлена дизельным топливом, а дисперсная фаза — тонкоразмолотым окисленным битумом. Частицы битума обла­дают слабой способностью образовывать связнодисперсные си­стемы, поэтому в растворы на нефтяной основе добавляют не­большое количество структурообразователей; окиси кальция, мыл жирных кислот, катионоактивных ПАВ.

Растворы на нефтяной основе готовят из порошкообразных концентратов, получаемых на нефтеперерабатывающих заводах или специальных установках. Концентрат содержит окислен­ный битум и негашеную известь с активностью не менее 60% в соотношении от 1:1 до 1:2. На приготовление 1 м3 известково-битумного раствора требуется 0,65 м3 дизельного топлива и 0,5 т известково-битумного порошка (1:1). Раствор получа­ют перемешиванием в глиномешалке исходных компонентов.

Известь в этой рецептуре выполняет следующие функции: диспергирует битум, усиливая его коллоидную активность, об­разует соли и мыла, взаимодействуя с жирными нафтеновыми кислотами, является структурообразующим и утяжеляющим ма­териалом.

При отсутствии готовых концентратов используют их компо­ненты с добавкой до 1 % сульфонола. Последовательность при­готовления: дизельное топливо — негашеная известь — вода с сульфонолом, После разогрева смеси до 60—65 °С вводят би­тум. Время приготовления 3—3,5 ч. Растворы на нефтяной ос­нове можно утяжелять, реологические их свойства регулируют­ся введением нефти или смад-1 (до 2%). Фильтрация таких ра­створов практически равна 0. Вязкость и статическое напряже­ние сдвига зависят от концентрации извести и битума.

Растворы на нефтяной основе дороги, пожароопасны, ус­ложняют выполнение спуско-подъемных и вспомогательных операций, разрушают резиновые сальники и шланги. Однако, наряду с обеспечением устойчивости проходимых пород и со­хранением проницаемости продуктивных пластов, они уменьша­ют износ бурильного инструмента, снижают затраты мощности на вращение колонны бурильных труб. Кроме того, при прекра­щении циркуляции в зимнее время растворы на нефтяной ос­нове не замерзают.

 

 

 


Пены

 

Простейшая пена представляет собой дисперсию воды в воздухе. Она получается путем нагнетания в скважину смеси воды и сжатого воздуха через специальный смеситель или пеногенератор. Такая пена грубодисперсна, неустойчива.

Большее распространение получили так называемые ста­бильные пены. Дисперсная фаза такой промывочной системы представляет собой либо смесь воды с ПАВ, либо промывочную жидкость с высокодисперсной твердой фазой (может быть с добавкой ПАВ). Чаще всего используется бентонитовый раст­вор. Пены с мелкодиспергированной твердой фазой эффектив­но закрепляют стенки скважины.

Пена обладает более высокой несущей способностью, чем любая другая промывочная среда (считается, что по выносной способности пена превосходит воду в 10 раз), имеет хорошую охлаждающую способность, создает небольшое гидростатичес­кое давление, препятствует образованию сальников, снижает из­нос породоразрушающего инструмента. Пена временно прони­кает в трещины и поры горных пород, стабилизируя стенки и препятствуя уходу промывочной среды в поглощающие пласты. Использование ее приводит к росту технико-экономических по­казателей бурения, и в первую очередь к повышению механи­ческой скорости.

При бурении с применением пены на стенках скважины не остается фильтрационной корки, а в интервалах многолетнемерзлых пород и в геотермальных скважинах она служит изо­лятором. При правильном приготовлении стабильной пены пу­зырек удерживается в ней во время всего цикла циркуляции, а водоотдача при этом равна нулю.

В качестве ПАВ в пенах используются сульфонол, диталан, ОП-7, ОП-10 и др. Концентрация ПАВ в жидкой среде состав­ляет 1—2%. Для предупреждения замерзания в дисперсную фазу пены вводят хлористый натрий.

Свойства пен в процессе приготовления и использования не контролируются. Считается, что высокая степень аэрации и со­ответствующий состав дисперсной фазы обеспечат необходимое количество пены и эффективность применения. В разведочном бурении используются пены со степенью аэрации 50—150 и даже более.

Применяются пены при разбуривании наносов, пучащих по­род, чувствительных к воде, многолетнемерзлых пород, а также в других сложных условиях. Возможно применение пены в ус­ловиях, где использование воды обходится дорого.

 

 

 


ПРИГОТОВЛЕНИЕ ГЛИНИСТЫХ РАСТВОРОВ

 

Глинистые растворы приготовляют в специальных устройст­вах — глиномешалках механическим или гидравлическим спо­собами. Глиномешалки соответственно подразделяются на ме­ханические и гидравлические.

Механические глиномешалки делятся: по характеру дейст­вия — прерывного (циклового) и непрерывного; по конструк­тивному исполнению — лопастные, роторные, шаровые; по рас­положению валов — с горизонтальным и вертикальным распо­ложением. Лопастные глиномешалки делятся по числу валов — на одновальные и двухвальные.

Механическое приготовление глинистых растворов

Механические глиномешалки используются для приготовле­ния глинистых растворов как из комовых, так и из порошко­вых глин. Привод глиномешалок осуществляется от индивиду­альных двигателей или через трансмиссию.

Механическая лопастнаяглиномешалка с горизонтальным валом (рис. 41) состоит из металлической ем­кости-корпуса 1, в которой вращается вал 4 с укрепленными на нем поперечными лопастями 6 для измельчения и перемешива­ния глины с водой. Лопасти расположены одна относительно другой под углом 90°. Между внутренней поверхностью корпу­са и лопастями имеется просвет в 30—35 мм.

Глину загружают через загрузочный люк 5, который закры­вается крышкой. Приготовленный раствор выпускают через спускной люк 7. Вращение с рабочего шкива 2 на горизонталь­ный вал передается с помощью зубчатого редуктора 3. Как правило, глиномешалка устанавливается на полозьях.

Для приготовления глинистого раствора лопастную глино­мешалку заполняют водой примерно на 1/3 объема и загружа­ют в нее необходимое количество глины, периодически провора­чивая вал с помощью электродвигателя. Затем доливают воду до верха глиномешалки, закрывают люк крышкой и включают электродвигатель.

 

clip_image008

Рис. 41. Горизонтальная одновальная глиномешалка

 

Оптимальное время приготовления глинистого раствора из данной глины можно определить путем периодического отбора и исследования проб раствора. Первую пробу берут примерно через 30 мин, а последующие с интервалом 15 мин. Процесс приготовления глинистого раствора считается законченным, когда его основные параметры стабилизируются. Время при­готовления порции глинистого раствора из сухих комовых глин колеблется от 40 мин до 2 ч. Чем выше качество глины и мень­ше влажность, тем больше требуется времени для приготовле­ния раствора. Таким образом, производительность лопастной глиномешалки зависит от объема барабана, вида глины и ее состояния (размера комков, влажности и др.)

Механические лопастные глиномешалки отличаются просто­той конструкции, но имеют и ряд существенных недостатков: сравнительно невысокую производительность; трудность досту­па внутрь глиномешалки для выполнения ремонта и чистки; частые заклинивания и поломки лопастей при попадании в гли­ну твердых включений большого размера; уменьшение рабо­чего объема глиномешалки при налипании глины к внутрен­ним стенкам.

Характеристика лопастных глиномешалок, применяемых при разведочном бурении, приведена в табл. 2.

Разновидность механических глиномешалок — фрезерно-струйные мельницы (ФСМ), разработанные Воронежским ин­женерно-строительным институтом для приготовления и утяже­ления промывочных растворов. ФСМ — машины непрерывного действия, используются для приготовления глинистых раство­ров из комовых глин и глинопорошков.

 

clip_image010

 

 Фрезерно-струйнаямельница(рис. 42) состоит из следующих основных узлов: лопастного ротора 2, приемно­го бункера 9, предохранительной шарнирной плиты 13, диспер­гирующей рифленой плиты 1, ловушки 16 и лотка 4 для отвода готового глинистого раствора.

Комовые или порошкообразные материалы подаются в при­емный бункер 9, вода — по перфорированной трубе 11. Подвиж­ной щиток 10 ограничивает предельный размер комьев, попада­ющих из бункера во внутреннюю часть корпуса. Исходные ма­териалы попадают по предохранительной плите 13 на враща­ющийся на валу 3 ротор 2. Большие камни или куски металла, имеющиеся в глинистом материале, заклиниваются между ло­пастями ротора и предохранительной плитой. Значительные усилия, возникающие при ударе лопастей 7 ротора о крупные твердые включения, приводят к срезыванию специальных смен­ных штифтов 15. При этом предохранительная плита, повора­чиваясь вокруг шарнира 12, отходит к задней стенке корпуса мельницы, а посторонние включения проваливаются в ловушку 16, закрытую снизу специальной откидной крышкой 18 с ре­зиновой прокладкой 17. Из ловушки они периодически удаля­ются путем открывания крышки с помощью механизма  19.

Расстояние между лопастным ротором и предохранительной плитой изменяется путем перестановки штифтов в регулирую­щей планке 14. В нижней части корпуса мельницы расположе­на сменная диспергирующая рифленая плита 1, огибающая с небольшим зазором четверть ротора. В боковой части корпуса укреплена решетка 6. Размер отверстий ее обусловлен требо­ваниями, предъявляемыми к приготовляемому раствору. Свер­ху решетка закрыта отражательным щитком 5, который может быть откинут поворотом вокруг шарнира 8.

Готовый раствор стекает по внешней поверхности решетки и по лотку 4 отводится в сторону. Корпус мельницы укреплен на раме 20. Предусмотрен разъем  корпуса  по горизонтальной плоскости, проходящей через ось вала лопастного ротора.

 

 clip_image012

 

Принцип работы ФСМ заключается в следующем. Глина и вода, подаваемые в приемный бункер мельницы, захватывают­ся лопастями ротора. При перемещении вдоль диспергирующей плиты происходит первичное измельчение глины. Дополнитель­ное более тонкое измельчение их осуществляется при ударе струй, выбрасываемых лопастями ротора, о выходную решетку а также при последующем перемещении суспензии вдоль ре­шетки и прохождении раствора через ее отверстия. Частицы, не успевшие измельчиться в мельнице, вследствие циркуляции раствора вновь попадают под лопасти ротора.

Имеется ряд типов ФСМ: ФСМ-3, ФСМ-7, ФСМ-12, отлича­ющихся друг от друга несущественными конструктивными из­менениями.

 

Техническая характеристика фрезерно-струйной мельницы ФСМ-7

Производительность, т/ч

по комовой глине…………………………………………………………………………...........8 – 10

по глинопорошку……………………………………………………………………….. ……..20 – 25

Диаметр ротора, мм…………………………………………………………………………………….400

Частота вращения ротора, об/мин……………………………………………………………………. 500

Мощность приводного электродвигателя, кВт………………………………………….……………..28

Габариты, мм………………………………………………………………………. ……1950x1530x1410

Масса, кг……………………………………………………………………………………………….1400

 

Бесперебойная работа фрезерно-струйной мельницы может быть обеспечена только при наличии механизированной загруз­ки исходных материалов.

К преимуществам ФСМ относятся: высокая производитель­ность как по комовым глинам, так и по глинопорошку; про­стота конструкции и небольшие габариты; высокая экономич­ность.

Недостатками являются: низкое качество раствора, так как он содержит много нераспустившихся частиц глины относительна высокая приводная мощность, исключающая применение ФСМ в отдаленных партиях с ограниченными энергетическими ре­сурсами.

Первый недостаток устраняется многократной циркуляцией раствора по схеме ФСМ — емкость — насос — ФСМ. При при­готовлении глинистого раствора по такой схеме производи­тельность ФСМ остается более высокой, чем у лопастных гли­номешалок.

Шаровые глиномешалки выпускали несколь­ко последних лет. В качестве истирающих элементов в них применялись металлические шары. Барабан таких глиномеша­лок вращается, что приводит к перекатыванию шаров и истира­нию твердой фазы. При более сложной конструкции произво­дительность шаровых глиномешалок остается низкой, что и обусловило их снятие с производства.

Невысокая производительность лопастных и шаровых глино­мешалок и высокая энергоемкость ФСМ вынуждают искать бо­лее приемлемые конструкции устройства, которые бы в большей мере учитывали конкретные условия работ. Так, имеются гли­номешалки вихревого типа (в которых перемешивание осуще­ствляется по принципу, заложенному в стиральной машине), комбинированного типа (в которых совмещены процесс предва­рительной пластической деформации и измельчения глины и перемешивание ее с жидкостью) и др.

 

 

 


Гидравлическое приготовление глинистых растворов

 

В разведочном бурении подчиненное значение имеет гидравлический способ приготовления глинистых растворов, при ко­тором для разрушения части твердой фазы используется толь-ко кинетическая энергия струи. Устройства для гидравличес­кого способа приготовления глинистых растворов получили на­звание гидравлических смесителей или гидромешалок. Разли­чают гидромониторные и эжекторные гидросмесители.

Гидромониторные глиномешалки ГСТ, ГВФТ, Папировского, Резниченко и другие используют при бурении глубоких скважин. Производительность таких гидромешалок 40—120 м3/ч, давление жидкости перед насадками гидромони­торов 4—10 МПа. Для условий разведочного колонкового  бурения  наиболее  приемлем  гидромониторный смеситель  ГСТ (рис. 43).

clip_image014

Смеситель состоит из резервуара 2 и загрузочного трапа 1, по которому бульдозером подаются в резервуар исходные ма­териалы. Резервуар разделен перегородкой на два сообщаю­щихся отсека А и Б. В отсек А встроены шесть мониторов, на­правленных под углом к оси резервуара. Такое расположение гидромониторов обеспечивает создание в отсеке А мощного по­тока, интенсивно размывающего глину.

В отсек Б встроены три гидромонитора. Образовавшаяся в отсеке А суспензия движется в отсек Б, который разделен пе­регородками на четыре полости. Проходя между перегородка­ми, жидкость теряет нераспустившиеся комки глины, которые под действием трех гидромониторов возвращаются в отсек А. Освобожденная от комков суспензия поступает в барабанный фильтр 3, а оттуда через сливную трубу в приемный или запас­ной резервуар. Смеситель очищается через люк 4.

За один цикл нельзя получить высококачественный глинис­тый раствор, поэтому в процессе приготовления суспензия нес­колько раз циркулирует по замкнутому циклу буровой насос— смеситель — запасной резервуар — буровой насос до полной диспергации твердой фазы.

Производительность гидромониторного смесителя ГСТ 40 м3/ч, объем резервуара 14 м3, рабочее давление при работе одного насоса 4—5 МПа, двух насосов 7,5—9,5 МПа, масса 8390 кг.

Гидравлические мешалки эжекторного типа (гидроворонки) используются для приготовления раствора из глинопорошка. Это — устройство непрерывного действия, на­иболее распространена гидравлическая мешалка ГДМ-1 (рис. 44). Она состоит из воронки 2 для загрузки глинопорошков, сопла 1, камеры смешения 3 и бака 5, смонтированных на об­щей раме 6.

К соплу 1 под давлением подводится вода; при истечении ее в камере смешения образуется вакуум, благодаря чему туда засасывается порошок из воронки 2. Образовавшаяся пульпа поступает в бак и ударяется о специальный башмак, что спо­собствует измельчению комочков глины и более интенсивному их перемешиванию с водой. Готовый глинистый раствор слива­ется через выходную трубу 4 в верхней части бака. Поднима­ясь вверх, раствор теряет скорость, и из него выпадают на дно нераспустившиеся комочки глины.

clip_image016

 

Имея относительно небольшие массу и габариты, гидрово­ронки отличаются высокой производительностью. Так, произ­водительность гидравлической мешалки ГДМ-1 составляет по готовому раствору 70—90 м3/ч при объеме воронки 0,175 м3 и объеме бака 1 м3. Масса гидроворонки 1120 кг.

Следует отметить, что качество глинистого раствора, приго­товленного в гидроворонках, довольно низкое. Несмотря на тонкий помол, частицы глинопорошка в процессе перемешива­ния с водой должны пройти дальнейшее диспергирование. Од­нако такое диспергирование происходит недостаточно интен­сивно. За счет броуновского движения происходит частичная диспергация глины, но качество раствора остается хуже, чем при приготовлении в лопастных глиномешалках.

Качество раствора может быть существенно улучшено его многократным пропуском через гидроворонку без добавления твердой фазы.

Необходимое количество глины (в кг/м3) при прерывном приготовлении раствора заданной плотности можно определить по формуле

P= pг(pp- pв)/(pг - pв),

где рр, рв, рг—плотности соответственно глинистого раствора, воды, глины, кг/м3.

В формуле не учитывается влажность глины.

 

В глиномешалках непрерывного действия расход глины в процессе приготовления раствора регулируется приближенно, исходя из опыта исполнителя. Поэтому получить глинистый ра­створ заданной плотности трудно. Там, где необходима строго заданная плотность, приготовление раствора ведут по замкну­тому на определенную емкость циклу и общее требуемое коли­чество глины вычисляют по приведенной выше формуле.

Наибольшую точность получения заданной плотности обес­печивает способ приготовления в лопастных глиномешалках, наименьшую — в ФСМ при работе по незамкнутому циклу.

 

 

 


СПОСОБЫ ДОПОЛНИТЕЛЬНОЙ ДИСПЕРГАЦИИ ГЛИНИСТЫХ РАСТВОРОВ

 

Приготовление глинистых растворов в рассмотренных вы­ше устройствах не обеспечивает полной диспергации твердой фазы. Увеличение времени перемешивания оказывается неэф­фективным, так как при этом резко падает производительность глиномешалок. Поэтому при необходимости глинистые раство­ры подвергают дополнительной обработке, пропуская их через специальные устройства — диспергаторы (иногда их называют также активаторами, дезинтеграторами). Методы диспергирова­ния делятся на гидродинамические и механико-гидравлические.

Гидродинамическое воздействие обусловлено комплексом эффектов, из которых в качестве основных можно отметить энергию пульсирующих давлений в жидкости, взаимо­действие ударных волн, гидравлический перетир слоев промы­вочной жидкости с твердой фазой, соударение частичек твер­дой фазы. Основной фактор измельчения частиц при гидродина­мическом воздействии — кавитационный эффект, возникающий в поле переменного давления потока жидкости. Гидродинамичес­кое воздействие реализуется гидравлическим, гидроакустичес­ким и электрогидравлическим методами.

Механико-гидравлические методы воздействия осуществляются за счет энергии движущихся элементов меха­нических устройств. Такие элементы могут быть либо свободно-движущимися телами, либо жесткозакрепленными.

В настоящее время разработаны и применяются диспергато­ры различных конструкций. Примером гидравлического диспергатора является разработанное во ВНИИКрнефти устройство, принцип действия которого основан на соударении двух струй жидкости, направленных навстречу друг другу (рис. 45).

Струйный диспергатор (рис. 45) состоит из кор­пуса 8, в который вмонтированы два патрубка 4 с насадками 6, удерживающимися заглушками 7. Гайками 5 патрубки кре­пятся к корпусу. Глинистый раствор подается через тройник 1, быстроразъемные соединения 2, по изогнутым трубкам 3 к на­садкам 6. В корпусе происходит встреча потоков, обработан­ный раствор отводится по патрубку 9. У  выходной  кромки вследствие понижения давления образуются газовые пузырьки, которые, захлопываясь в зоне встречи струй, создают скачки давления, достигающие десятков и сотен МПа.clip_image018

 Гидродинамический шаровой диспергатор представляет собой патрубок, заполненный стальными шарами, которые фиксируются с обеих сторон решетками. Он прост по устройству. Решетки удерживаются крышками с быстросъемными соединениями. Буровой раствор, проходя через толщу шаров, разделяется на ряд потоков, каждый из которых харак­теризуется множеством последовательных чередований зон по­вышения и понижения давления. Диспергация происходит за счет соударений частиц твердой фазы с шарами, а также вслед­ствие кавитации.

Вихревой диспергатор ИГВ-2 (рис 46) представ­ляет собой ультразвуковой излучатель. Устройство состоит из корпуса 6, в который с помощью стакана 4 вмонтирована улит­ка 2 с многоходовой винтовой канавкой и осевым соплом 1. Раствор под давлением поступает одновременно через осевое сопло и по канавкам улитки, попадая в вихревую камеру 3. Закручиваясь в ней, струи жидкости образуют вихревой слой, в котором генерируется мощное акустическое поле, усиливае­мое диафрагмой 5. При встрече осевого потока и вихревого слоя за счет кинетической энергии встречных затопленных струй

формируется кавитационный эффект.

Механизм электрогидравлического дис­пергирования основан на разрушающем действии первич­ных и вторичных ударных волн, взаимодействии высокоскоростных потоков, несущих частицы кавитации, при схлопывании послезарядной полости. При электрогидравлическом дисперги­ровании на глинистую частицу действует целая гамма факто­ров, приводящих не только к физическим, но и химическим воз­действиям.

 

clip_image020

clip_image022

 

Рис. 47.       Принципиальная      схема электроразрядной установки

Рис.  48.   Дисковый   измельчитель

Основная электрическая схема для получения электрогид­равлического эффекта приведена на рис. 47. При возрастании напряжения на конденсаторе С при его заряде до определенно­го значения воздух между сферами формирующего промежут­ка ФП ионизируется и закорачивает разрядный контур. Элект­рический пробой формирующего промежутка сопровождается электрическим пробоем рабочего промежутка РП, на котором выделяется основное количество энергии, запасенной конден­сатором. Работа конденсаторной батареи в режиме заряд — воздух характеризуется тем, что время накопления энергии зна­чительно больше времени ее выделения. Это дает возможность получать значительные мгновенные мощности разряда (при мощности источника питания 1 кВт — до 1000 кВт).

Процесс высоковольтного разряда в жидкости сопровожда­ется формированием канала сквозной проводимости с образо­ванием парогазовой полости высокого давления и ударной волны. Внутренняя энергия полости и кинетическая энергия жидкости обусловливают радиальные колебания пузырька с на­рушением сплошности жидкости и развитием кавитационных явлений.

Электрогидравлический эффект перспективен не только для диспергирования глинистых минералов, но и для получения промывочных жидкостей с новыми технологическими свойства­ми (например, путем механохимического присоединения к по­верхности глинистых частиц органических соединений). Конструктивное исполнение электрогидравлического диспергатора включает в себя энергоблок и технологический узел и пока сложно и громоздко.

Устройства, реализующие механо-гидравлические методы воздействия, представляют собой в основном аппараты с жест­ко закрепленными мелющими элементами. Сюда относятся диспергаторы, в которых разрушающие усилия развиваются в результате турбулентности движения потоков, ударных и исти­рающих действий. Наиболее компактные устройства из группы диспергаторов с жестко закрепленными рабочими органами — дисковые машины, измельчитель которых значительно меньше габаритов электродвигателя.

Дисковый измельчитель (рис. 48) состоит из кор­пуса 1с подающим 2и сливным 3патрубками. В корпусе 1 смонтированы верхний неподвижный диск 4и нижний диск 5, соединенный непосредственно с валом вертикально установ­ленного электродвигателя 6. Глинистый раствор, поступая по патрубку 2в зазоры между дисками и корпусом, приобретает вращательное движение, при котором частицы твердой фазы интенсивно истираются.

Для каждого диспергатора существует определенная дли­тельность процесса, увеличение которой уже не приводит к дальнейшему диспергированию твердых частиц. Наоборот, уве­личение времени воздействия на глинистые растворы, особенно при ультразвуковой обработке, вызывает обратный процесс, т. е. агрегирование частиц дисперсной фазы. Оптимальное вре­мя обработки зависит от типа глины и колеблется от 8,5 мин для монтмориллонита до 4,5 мин для каолина.

Диспергаторы можно устанавливать в нагнетательной ли­нии циркуляционной системы скважин; на буровой установке в качестве самостоятельного аппарата с индивидуальным при­водом или приводом от бурового насоса; входить в качестве узла в состав комбинированных установок для приготовления глинистых растворов (например, в агрегате АПР-1 совместно с гидромониторным смесителем).

Все рассмотренные устройства могут использоваться и для приготовления прочих промывочных жидкостей.

 

 


ПРИГОТОВЛЕНИЕ АЭРИРОВАННЫХ ГЛИНИСТЫХ РАСТВОРОВ

 

 

Существует три способа аэрации глинистых растворов: ме­ханический (компрессорный); бескомпрессорный с использова­нием ПАВ и устройств эжекторного типа;  комбинированный.

При компрессорном способе в нагнетательную линию вводят сжатый воздух от компрессора через специаль­ные устройства, которые, с одной стороны, способствуют бар-ботированию воздуха в промывочную жидкость, а с другой — предотвращают попадание раствора в ресивер компрессора при резком  повышении  гидравлических  сопротивлений  в   колонне бурильных труб.

В практике разведочного бурения для получения аэрирован­ных растворов используются передвижные компрессоры, разви­вающие, как правило, небольшое давление. Применение комп­рессорного способа аэрации ограничивается глубиной скважин, на которой потери напора при циркуляции промывочной жид­кости  не превышают давления, развиваемого  компрессором.

Основные недостатки компрессорного способа аэрации: не­обходимость в компрессорном хозяйстве; высокая стоимость приготовления 1 м3 промывочной жидкости; повышенная кор­розия бурильных труб и оборудования.

При бескомпрессорном приготовлении аэ­рированные глинистые растворы могут быть получены или не­посредственно в нагнетательной линии в процессе бурения или промывки скважины, или путем предварительной аэрации. Предварительная аэрация глинистого раствора осуществляется в перемешивающих устройствах горизонтального типа или с помощью бурового насоса. В первом случае емкость устройст­ва заполняют глинистым раствором с таким расчетом, чтобы лопасти выступали не менее чем на 20—25 см, затем добавля­ют пенообразователь и смесь в течение 10—15 мин перемеши­вается. Раствор аэрируется за счет захвата воздуха лопастями глиномешалки.

Аэрированный раствор с помощью бурового насоса приго­товляют следующим образом. В отстойник, заполненный на 3/4 раствором, заливают пенообразователь и вручную перемешива­ют. Затем включают буровой насос, и через отводной шланг раствор сбрасывается в этот же отстойник.

При предварительном приготовлении аэрированных жидкос­тей время перемешивания и их стабильная плотность зависят от вида и количества пенообразователя. Предварительная аэра­ция проста в исполнении, не требует специальных технических средств, однако при этом не совсем надежно регулируется плотность раствора (воздухосодержание). Бескомпрессорная аэрация глинистого раствора непосредственно в нагнетательной линии осуществляется с помощью специального смесителя эжекторного типа.

При бескомпрессорном способе невозможно получить высо­кую степень аэрации. При предварительной аэрации это обус­ловлено конструктивными особенностями буровых насосов, при использовании смесителей — ограниченными техническими воз­можностями их принципиальной схемы. При компрессорном способе аэрации растворов с высокими структурно-механически­ми свойствами ухудшение работы насосов также может быть фактором, ограничивающим степень аэрации.

Ухудшение работы насосов обусловлено наличием в них пространства, примыкающего к рабочему объему цилиндров. В цикле нагнетания происходит сначала сжатие воздушной фа зы и лишь затем раствора, в цикле всасывания сначала рас­ширяется воздушная фаза в объеме, примыкающем к цилиндру, и лишь при падении давления ниже атмосферного начнется про­цесс всасывания. При определенном содержании воздуха пода­ча насоса может вообще прекратиться.

Для улучшения условий работы буровых насосов при комп­рессорной аэрации и использовании смесителей стремятся полу­чить растворы с низкими реологическими параметрами, приме­няя химическую обработку. Все же наиболее эффективен ком­прессорный способ аэрации при использовании воды и других ньютоновских промывочных жидкостей.

Комбинированный способ приготовления аэрированных глинистых растворов—разновидность компрес­сорного. При этом используются смесители эжекторного типа с принципиальной схемой, описанной выше. Сжатый воздух от компрессора подается в камеру смешения, что позволяет повы­сить степень аэрации и использовать компрессоры при боль­ших глубинах скважин. Известен также разработанный во ВНИИБТ способ аэрации бурового раствора путем последова­тельного соединения буровых насосов с промежуточным вводом воздуха от компрессора с невысоким рабочим давлением.

 

 

 


ПРИГОТОВЛЕНИЕ ПОЛИМЕРНЫХ И ЭМУЛЬСИОННЫХ РАСТВОРОВ

 

Некоторые полимеры трудно растворяются в воде, поэтому приготовление раствора из них сводится к постепенному умень­шению их концентрации. Так, при использовании ПАА сначала исходный 8%-ный реагент разбавляют до 1%-ной концентра­ции, а затем добавляют в воду до заданной концентрации. Для механизации процесса приготовления применяют различного рода устройства. На рис. 49 показана установка для приготов­ления полимерных растворов ППР, разработанная ВИТРом.

Установка представляет собой бак 5, заключенный в водя­ную рубашку 4 с нагревательными элементами 2. В баке смон­тировано лопастное устройство 3 с электродвигателем 7 для перемешивания компонентов. Дополнительное перемешивание осуществляется вихревым насосом 11 через систему трубопрово­дов. Компоненты загружают через устройство 6, которым уп­равляют с пульта 9, расположенного в шкафу 10. Для регули­рования температуры, которая контролируется термометром 8, служит температурное реле 1.

На буровых установках полимерный раствор может быть приготовлен в процессе циркуляции промывочной жидкости. Для этого в горячей воде растворяют расчетное количество по­лимера и тонкой струйкой выливают это в желобную систему на выходе раствора из скважины. Полностью полимер переме­шивается в процессе многократной циркуляции.

clip_image024

Рис. 49. Установка для приготовления полимерных растворов ППР

 clip_image026

 

Рис. 50. Ультразвуковая установка для приготовления эмульсионных промы­вочных жидкостей

 clip_image028

Наряду с глиномешалками широко распространены ультра­звуковые генераторы. Установка на базе ультразвукового гене­ратора  (рис. 50)  отличается простотой, экономичностью,

относительно высокой производитель­ностью. Приготовление эмуль­сий на ней производится следую­щим образом.

В бак 3 установки (см. рис. 50), смонтированной на раме 1, заливается вода (или другая ис­ходная жидкость), а в маслобак 4 — концентрат-эмульгатор, на­пример, мылонафт. Концентрат подогревается с помощью теплоэлектронагревателя 7 до 50— 60 °С. Затем включается насос 2, из бака 3 по всасывающему тру­бопроводу 8 в насос поступает эмульгируемая жидкость, а из маслобака по маслопроводу 9— концентрат. Образующаяся смесь подается в гидродинамический излучатель 6, а получаемая эмуль­сия из приемного бака 5 отводит­ся в емкость. Затем эмульсия дозируется в соответствии с заданной концентрацией и подачей насоса в процессе эмульгирования.

Принцип работы используе­мого в установке ультразвуково­го генератора (рис. 51) заключа­ется в следующем. Смесь исходной промывочной жидкости с эмульгируемым составом нагнетается насосом под давлением 0,6—0,8 МПа и поступает в зазор между насадкой 2 и отража­телем 4. Выходя из зазора веерообразной струей, жидкость ударяется о пластины 5, закрепленные в дисках 3 и 6. Упругие колебания, образующиеся в результате завихрений жидкости, усиливаются резонансными колебаниями пластин и передаются в окружающую среду. Изменяя величину зазора между насад­кой и отражателем с помощью штурвала 7, можно получить разную толщину выходящей струи смеси и настроить излучатель на оптимальный режим работы. Излучатель помещается в корпу­се 1 и соединяется с нагнетательной линией с помощью муфты 8.

 

 

 


ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ПРИГОТОВЛЕНИИ ПРОМЫВОЧНЫХ  ЖИДКОСТЕЙ   И   ИХ  ХИМИЧЕСКОЙ   ОБРАБОТКЕ

 

Все работы по приготовлению промывочных жидкостей и их химической обработке должны проводиться в полном соответ­ствии с правилами безопасности при геологоразведочных рабо­тах. Особое внимание следует обратить на оборудование механизмов для приготовления промывочных жидкостей надежными ограждениями, на соблюдение правил пуска механизмов после осмотра и текущего ремонта.

Во время работы мешалок запрещается проталкивать глину и другие материалы в люки ломами, лопатами и другими пред­метами, снимать с люка крышку и брать пробу раствора через люк. Вращение лопастей и ротора должно быть перед пуском обязательно проверено, крышки люков и отводных патрубков не должны пропускать раствор. Насосы должны иметь предохра­нительные клапаны.

Работать с реагентами, особенно щелочами и кислотами, не­обходимо в специальной одежде, включающей резиновые пер­чатки, очки или специальную маску с очками, респиратор, рези­новые фартук и сапоги, с соблюдением правил безопасности при работе с кислотами и щелочами. Следует помнить, что попада­ние кислот и щелочей на кожу вызывает опасные ожоги. По­рошкообразные и жидкие в виде брызг и тумана кислоты и ще­лочи раздражают дыхательные пути иногда до язв. При длитель­ной работе с растворами щелочей и кислот без соблюдения правил техники безопасности наблюдаются воспалительные про­цессы в виде покраснений и язв, кожа становится рыхлой. По­падание щелочей и кислот в глаза может вызвать потерю зрения.

Кожу или одежду, на которые попала щелочь, следует неза­медлительно промыть разбавленной кислотой (рекомендуется 10%-ный раствор уксусной кислоты). Запас такой кислоты дол­жен обязательно быть на месте работ. Для промывки глаз в ап­течке должен быть специальный стаканчик и марлевые салфет­ки. Кожу или одежду очищать от кислоты следует 10%-ным раствором двууглекислой (чайной) соды.

Все работающие на приготовлении и химической обработке промывочных жидкостей должны пройти вводный инструктаж по технике безопасности, инструктаж на рабочем месте, а так­же регулярно, в установленные сроки, проходить повторные ин­структажи.

 

 

 

 


ОЧИСТКА ПРОМЫВОЧНЫХ ЖИДКОСТЕЙ ОТ ВЫБУРЕННЫХ ПОРОД И ГАЗА

 

Своевременная и качественная очистка промывочных жидко­стей от частичек выбуренных пород — важнейшее условие эф­фективности процесса бурения разведочных скважин. Накопле­ние шлама в промывочном растворе, как уже отмечалось, су­щественно ухудшает его качество: снижается глинизирующая способность раствора, что приводит к образованию толстой рыхлой корки на стенках скважины и создает опасность обвалов.

Использование зашламованных растворов нередко способствует сальникообразованию и прихватам бурильной колонны, прежде­временному износу насосов и бурового снаряда, а также излиш­нему расходу реагентов. За счет повышения плотности промы­вочной жидкости значительно уменьшается механическая ско­рость бурения, возрастает вероятность поглощения. Частицы по­род, обладающие коагулирующими свойствами, например ангид­рит, могут вызвать необратимую коагуляцию раствора. Даже в естественных промывочных жидкостях крупные частицы — не­желательный компонент.

Промывочные жидкости, не имеющие структуры и обладаю­щие небольшой вязкостью, легко очищаются от шлама. С ростом вязкости и структурированности раствора условия его очистки ухудшаются, ячеистая структура раствора препятствует выпадению частиц. Для преодоления частицами породы сил трения при оседании требуются значительно большие усилия. Структурированность и высокая вязкость промывочной жидко­сти, являясь положительными факторами при удержании частиц разбуренной породы во взвешенном состоянии и выносе их на поверхность, отрицательно сказываются на очистке ее от при­месей.

Обязательное условие хорошей очистки структурированной промывочной жидкости — разрушение ее структуры. Наиболее прочными структурами обладают глинистые растворы, поэтому они наиболее трудно очищаются от выбуренной породы.

Для обеспечения нормальных условий бурения необходимо, чтобы в очистной системе от промывочной жидкости отбиралось такое же количество горной породы, которое в нее поступает в процессе циркуляции в скважине. У неглинистых и естественных промывочных растворов в процессе очистки должны отделяться частицы, которые не могут служить полезной составляющей твердой фазы. Качество очистки характеризуется степенью очистки: количеством извлеченного шлама в процентах от общей массы, подлежащей удалению.

Методы очистки промывочной жидкости от шлама можно классифицировать следующим образом.

1.   Естественные — в желобной системе и отстойниках.

2.   Принудительные:
          механические — с помощью сит;

    гидравлические — центрифугированием в гидроциклонах и центрифугах;

   физико-химические—введением флокулянтов и разбавителей.

3.   Комбинированные — сочетанием приведенных выше мето­дов.

Твердые частицы в буровом растворе делятся на коллоиды (менее 2 мкм), илы (2—80 мкм) и пески (более 80 мкм). Чем меньше размеры частиц, тем сложнее они выводятся из промы- вочной жидкости. Так, при алмазном бурении 85—90%  шлама представлено частицами размером 0,2—0,005 мм и менее.

Следует отметить, что особую сложность представляет уда­ление излишней твердой фазы, представленной глинистыми раз­ностями. Такие частицы в процессе бурения обычно быстро дис­пергируются до размеров исходной дисперсной фазы.

 

 

 


ЕСТЕСТВЕННЫЕ МЕТОДЫ ОЧИСТКИ

 

Естественные методы очистки основаны на осаждении частиц, разбуренной породы под действием силы тяжести в циркуляцион­ной системе скважины на поверхности земли. Циркуляционная система при этом способе очистки состоит из желобов, отстойни­ков и приемных емкостей. Длина и размеры желобов, число и объем отстойников и приемных емкостей зависят от глубины и диаметра скважины и условий бурения. При необходимости в обработке промывочной жидкости реагентами непосредственно при бурении в циркуляционную систему включают металличе­ские емкости. Число емкостей, объем и конфигурация их опреде­ляются также производственной необходимостью и материально-техническими возможностями предприятий. Емкости могут де­литься на два или три отсека.

На рис. 52 показан общий вид циркуляционной системы при бурении скважин с использованием стационарных буровых уста­новок а и самоходных установок б.

 

Рис. 52. Общая схема циркуляционной системы:

clip_image031

 

а — стационарная; б —самоходных установок; 1 — буровое здание;

2 — буровой станок;

3насосный блок; 4, 5, 9, 11, 13, 14 — желоба; 6, 7 —приемные емкости; 8 — металли­ческие емкости; 10, 12 — отстойники; 15 — ограждение; 16 — глиномешалка

 

Желоба делают либо в открытом грунте без крепления стенок, либо изготовляют из досок или листового железа. При разведочном бурении целесообразно делать желоба площадью се­чения 250—300 и 200—250 мм по высоте. При глубоком разве­дочном бурении на нефть и газ ширина желобов принимается равной 600—700 мм, глубина — 400—600 мм. По назначению желоба делят на очистительные и соединительные. Длина жело­бов зависит от глубины скважины, геологического разреза и мо­жет доходить до 35 м.

Очистная способность желобной системы зависит от степени разрушения структуры, которая зависит от скорости движения раствора по желобам. При небольшой скорости структура рас­твора разрушается лишь около стенок и дна и частицы породы выпадают в ограниченном объеме. При чрезмерной скорости раствора частицы почти полностью переносятся (за счет кинети­ческой энергии потока) в приемную емкость. Наиболее полно шлам из глинистого раствора удаляется в желобной системе при некоторой оптимальной скорости течения, когда максимально разрушается структура раствора и отсутствует турбулентный режим течения.

Для нормальных глинистых растворов скорость течения должна быть в пределах 15—18 см/с, что достигается установ­кой желобов с уклоном 1/100—1/125. Для лучшего разрушения структуры раствора в желобах устанавливают перегородки. Обычно чередуют перегородки: не доходящие на несколько сан­тиметров до верхней кромки желоба и образующие щель над его дном. Перегородки, изменяя направление потока раствора, способствуют более полному выпадению шлама. Перегородки устанавливают через 1—2 м.

clip_image033

clip_image035 

Очистную способность желобной системы можно оценить, от­бирая и исследуя пробы на содержание песка на выходе раство­ра из скважины и в отстойнике. Для эффективной работы же­лобной системы необходимо непрерывно удалять из нее буровой шлам, но, так как практически  это не­возможно, уже через 2—3 ч работы очи­стная  способность желобной  системы заметно снижается. Обычно  желобную систему очищают от шлама при прекра­щении циркуляции раствора, так как   в противном случае взмученная часть раз­буренной  породы  переносится в  отстой­ник и вновь    попадает в    промывочную жидкость.  Поэтому  при  бурении  пород, быстро      загрязняющих      промывочную жидкость   (например,   песков),   рекомен­дуется устанавливать   двухрядную   же­лобную систему, которая позволяет пере­крывать для чистки нужную секцию без прекращения циркуляции. Такая желобная система была предложена А. А. Линевским для  бурения  нефтяных  и  газо­вых скважин (рис. 53).

    Необходимо  стремиться   к   использованию зигзагообразной желобной    системы     (рис   54). Такая система компактна, что позволяет сократить потравляемую  площадь при бурении скважин в сельскохозяйственных  районах, а в зимних условиях располагать ее под полом буровой установки.

Отстойники и приёмные ёмкости, как правило, делают в открытом грунте с последующим креплением стенок досками  Для повышения

устойчивости стенки должны быть наклонными (ук-лон до 1/10). При уходе промывочной

жидкости из отстойников и приёмных емкостей стенки и дно их дополнительно глинизи­руют

вязко-пластичной глиной, а при неэффективности этих мер в открытые котлованы устанавливают

металлические емкости. Для обеспечения безопасности обслуживающего персонала же-лобная

система и отстойники должны быть перекрыты щитами, а приемные емкости ограждены. В зимнее время желобная си­стема дополнительно утепляется.

Преимущество естественного метода очистки — простота. Од­
нако работы по очистке желобной системы и отстойников от
шлама выполняются вручную, сопровождаются большими (до
1015%) потерями раствора, загрязняют территорию, отведен­
ную под буровую установку. Желоба и отстойники не очищают
тиксотропную промывочную жидкость от мелкого песка, поэто­-
му качество жидкости, несмотря на предпринимаемые меры, со
временем ухудшается и ее приходится или заменять, или приме­
нять другие методы очистки.                                                                      

Наиболее эффективна естественная очистка в желобной си­стеме и отстойниках при использовании в качестве промывочной жидкости воды и маловязких растворов.

 

 

 


ПРИНУДИТЕЛЬНЫЕ МЕТОДЫ ОЧИСТКИ

 

Механические методы очистки

 

Механическая очистка промывочных жидкостей — это очист-ка путем отцеживания их на сетках. Она применяется в основ­ном при бурении нефтяных игазовых скважин. Сюда относятся вибрационные сита, сито-конвейер и самовращающийся сепара­тор. Наиболеераспространены вибросита. Эти устройства используют для грубой очистки растворов. Размеры ячеек сит со­ставляют 1,0X0,5 мм; 0,4X0,4 мм и 0,25X0,25 мм. Известны вибросита СВ-2,  СВ-2Б,  ВС-1.

Вибрационное сито СВ-2Б (рис. 55) представляет собой опор­ную раму 1, на которой крепятся барабаны для натяжения се­ток 2, амортизаторы 3, вибрирующие рамы 4, кожухи для ог­раждения ременных передач 5, электродвигатели 6 и распреде­лительная коробка 7. К распределительной коробке приварены два патрубка: один— приемный диаметром 325 мм и второй — диаметром 60 мм. Приемный патрубок соединен с трубопрово­дом, подающим жидкость от скважины. Патрубок диаметром 60 мм соединен с вспомогательным нагнетательным трубопрово­дом блока очистки.

К внутренней стенке приемной коробки приварены два слив­ных лотка. В каждом лотке расположен выравниватель, пред­ставляющий собой поворотную прямоугольную заслонку с фик­сатором. Выравниватели обеспечивают равномерное распределе­ние жидкости по ширине сеток. По середине днища приемной коробки предусмотрен люк, перекрытый шибером. При пере­крытых сливных лотках и приподнятом шибере промывная жид­кость сливается из распределительной коробки, минуя сетки.

clip_image038

Рис. 55. Вибросито СВ-2Б

 

При необходимости повторной очистки промывочной жидко­сти последняя может подаваться в распределительную коробку через вспомогательный нагнетательный трубопровод и патрубок диаметром 60 мм. Пропускная способность сита 50—60 дм3/с, частота колебаний сетки 1600—200 Гц, суммарная мощность двух электродвигателей 4,4 кВт.

Такие вибросита громоздки, имеют значительную массу (987 кг), их работа возможна лишь при условии превышения входного желоба над выходным не менее чем на 0,6—0,8 м. Кроме того, отверстия сетки довольно быстро забиваются шла­мом, и эффективность работы их падает. Считается, что при нормальной работе вибросита удаляется до 3/4 массы крупных частиц. В то же время для структурированных жидкостей виб­рационная очистка на ситах —более надежный метод, чем ес­тественное осаждение в желобной системе. Поэтому в настоящее время ведется разработка новых, более эффективных и компакт­ных конструкций вибросит.

Вибросито цилиндрической формы показано на рис. 56. Оно имеет верхнее устанавливаемое на пружины 7 и нижнее осно­вания 8. Верхняя часть сита оборудована неподвижно соединен­ным приемным устройством 1 с патрубком 9 для сброса круп­ных частиц, верхним ситом 2, промежуточным кольцом 3, ниж­ним ситом 4, поддоном 6 с патрубком 5 для вывода очищенно­го раствора 'и вибратором. Последний состоит из корпуса 11, жестко соединенного с электродвигателем 12, на концах вала которого неподвижно закреплены дебалансы 10.

При  вращении  вала  электродвигателя   с  дебалансами  соз­даются круговые колебания верхней части за счет горизонтальной деформации пружин и вертикальные колебания за счет вер­тикальной деформации пружин. Изменяя угол разворота между дебалансами и их массы, можно добиться требуемой амплиту­ды колебаний и желаемого рисунка движения частиц на ситах. Такое вибросито более компактно, имеет массу 270 кг, позволя­ет существенно уменьшить размеры ячеек сита (0,09x0,09 мм). Однако и здесь происходит значительное засорение сеток.

 

clip_image040

 

               Рис. 56. Вибрационное механическое сито                Рис. 57. Схема устройства очистки

                                                                                               промывочной  жидкости с подачей ее снизу           

   

     Во ВНИИКРнефть В. В. Денисенко и И. Н. Резниченко про­водили исследования по очистке раствора методом непрерывно­го вибрационного осаждения с подачей его на виброфильтрующий элемент снизу (рис. 57). В качестве вибропровода исполь­зован эксцентриковый механический вибратор с амплитудой от 0 до 20 мм и частотой колебаний от 8,3 до 50 Гц.

Зашламованный раствор через загрузочный патрубок 1 са­мотеком подается в кольцевое пространство между корпусом 3 и разделительной рубашкой 2. При движении вниз раствор оги­бает торец рубашки и поднимается в ее полость со значительно меньшей скоростью, при этом наиболее крупные частицы осаж­даются на конусное дно. Очищенный раствор после фильтрации выводится по патрубку 7, а осевший на дно шлам периодически удаляется через  ареометрический  клапан 4 с противовесом 5.

Эта установка имеет степень очистки до 65% при размере отверстий фильтрующей сетки 0,25X0,25 мм. Схема с нижней подачей промывочной жидкости" значительно повышает время работы виброфильтрующего элемента 6.

 

clip_image042 

 

 


Гидравлические методы очистки

 

Гидравлическая очистка про­мывочных жидкостей от шлама осуществляется в гидроциклонах и центрифугах. В основу гидро-циклонного разделения твердых частиц и жидкости заложен принцип использования центро­бежных сил, возникающих в ап­парате при прокачке через него жидкости.

Гидроциклон (рис. 58)  пред­ставляет собой корпус 1, состоя­щий из  верхней  короткой  ци­линдрической  части и  нижней удлиненной   конусной   части.   Из внутренней полости сосуда через верхнюю крышку выводится вы­ходной патрубок 3, конус закан­чивается внизу выпускным кана­лом с песковой насадкой 4. Жид­кость   со     взвешенными   в    ней твердыми частицами    через    су­жающийся  входной   патрубок   2 с некоторым перепадом давления тангенциально вводится во внут­реннюю цилиндрическую полость гидроциклона и приобретает ви­хревое движение. Под действием центробежных сил более крупные и тяжелые частички породы отбрасываются  к стенкам гидроциклона и в результате сложного взаимодействия тангенциальных, радиаль­ных и осевых сил сползают в нижнюю коническую часть аппа­рата. Здесь в первый момент работы аппарата накапливается некоторая часть песка до образования так называемой шламовой «постели», играющей роль гидравлического затвора на выходе гидроциклона.  После  образования  «постели» вновь поступаю­щий песок с частью жидкости сбрасывается через песковую на­садку 4. Очищенная жидкость по внутреннему спиральному по­току поднимается через выходной патрубок 3.

Окружная скорость υ  вращательного движения жидкости в гидроциклоне приближенно определяется выражением υ=A/r(IX.1)

где А — постоянная величина для данного гидроциклона  при данном режиме его работы;

r— расстояние от оси гидроциклона.

Теоретически окружная скорость у оси гидроциклона   (приr = 0)равна бесконечности, но так как это невозможно, внутри гидроциклона образуется зона разрыва сплошности — централь-ный воздушный столб. Размеры и форма его определяются глав­ным образом величиной давления питания и соотношением диа­метров сливного патрубка и песковой насадки.  Пропускная способность гидроциклона и степень очистки жидкости зависят от размеров устройства, угла конусности, диаметра входного патрубка и давления жидкости на входе в гидроциклон, площади полезного сечения выходного патрубка и размеров сменных насадок.

Ускорение жидкости в гидроциклоне достигает больших ве­личин. Так, для гидроциклона диаметром 75 мм при давлении на входе 0,2 МПа ускорение доходит до 1400 м/с2, что более чем в 140 раз превышает ускорение свободного падения.

Сложность эксплуатации гидроциклонов при очистке промы­вочных жидкостей заключается в том, что они нередко работа­ют в условиях изменчивости многих факторов. Может изменить-ся содержание твердых частиц в промывочной жидкости, их плотность, крупность и форма, существенно   могут   колебаться реологические и структурно-механические свойства жидкости — все это не позволяет добиться полной ее очистки.

Поэтому стараются сконструировать гидроциклон и подоб­рать режим его работы в расчете на определенный интервал раз­меров частиц выбуренной породы. С этой точки зрения гидро­циклоны подразделяют на пескоотделители и илоотделители. Для суждения об эффективности очистки в гидроциклоне Про­мывочной жидкости от шлама введены следующие понятия: ко­эффициент очистной способности Ко, эффективность очистки Кс, относительная величина потерь жидкости Кп.

Под коэффициентом очистной способности гидроциклона по­нимается отношение содержания «песка» в исходной жидко­сти П к содержанию «песка» в очищенной жидкости ПоК0 = П/П0   (IX.2)

Эффективность очистки Ксоценивается отношением

                                 clip_image045

Относительная величина потерь жидкости Кпслужит для оценки экономичности очистки промывочной жидкости в гидро­циклоне

                          clip_image047

где q— общий расход пульпы через песковую насадку,    л/с;

qП— поступление истинного шлама через песковую насадку, л/с.

Для определения П, По, КПнеобходимо при установившемся режиме работы гидроциклона отобрать пробы очищенного и не очищенного растворов, а   также шламовых отходов.

clip_image049

 

 Из рис. 59 видна  связь эф­фективности  очистки с  коэффи­циентом    очистной   способности. Наиболее  интенсивно  эффектив­ность очистки Kcвозрастает при увеличении Коот 1 до 6, а затем темп роста падает и значение Кс асимптотически приближается к теоретически возможной вели­чине  (100%). Полностью очис-тить глинистый раствор от буро­вого шлама в гидроциклоне не удается  даже при одинаковых размерах зерен песка.

 

 


Режим работы гидроциклона

 

Режим работы гидроциклона, его конструктивные размеры и размеры эффективно   удаляемых граничных зерен выбуренной породы определяются из следую­щих эмпирических соотношений, полученных А. И. Поваровым:

 clip_image052                                                                                                    

Здесь Q - пропускная способность гидроциклона, дм3/мин; δ — размер выводимых частиц, мкм; D, dП, dС, dН — диаметры соответственно гидроциклона, питающего отверстия, сливного отверстия, песковой насадки, см; g — ускорение свободного па­дения, м/с2; Н — давление на входе в гидроциклон, МПа; а содержание твердых частиц, %; рп, рж — плотности соответст­венно твердой и жидкой фаз, г/см3.

       Коэффициенты Kdи Кαвычисляются по формулам

 KD = (0,08D+2)/(0,1D+1),                                                                              (IX.7)

Кα = 0,79 + 0,044 /(0,039 + tg(α/2)),                                                            (IX.8)

где α— угол при вершине конуса гидроциклона.

Давление в питающей линии гидроциклона поддерживается в пределах 0,2—0,3 МПа.

В геологоразведочном бурении применяют гидроциклонные установки ОГХ-8А и ОГХ-8Б, состоящие из гидроциклона, вин­тового насоса и электродвигателя, смонтированных на общей раме. Конструктивные отличия установок несущественны.

Установка ОГХ-8А (рис. 60) работает следующим образом. Буровой раствор, содержащий песок, засасывается винтовым на­сосом 1 из отстойника  (приемной емкости) и по нагнетательному трубопроводу 2 подается в гидроциклон 4, имеющий в ниж­ней части сменные шламовые насадки. Очищенный раствор по сливному трубопроводу 3 стекает в другой отстойник, а шлам отводится в специальную емкость 7 через лоток 5. Привод насо­са осуществляется от электродвигателя 6.

clip_image054

 

 

Рис. 60. Гидроциклонная установка ОГХ-8А

 

На рис. 61 приведена схема циркуляционной системы с очисткой промывочной жидкости гидроциклонной установкой ти­па ОГХ.

Гидроциклоны для сепарации мелких частиц шлама (илоотделители) отличаются, как правило, меньшими размерами и ре­жимом работы.

ВИТРом разработан ряд гидроциклонов с целью очистки промывочных  жидкостей  на  выходе  из  скважины  в  процессе бурения. Для этого устье скважины герметизируется и промы­вочная   жидкость,  выходящая  из  скважины, направляется  по трубопроводу в гидроциклон, где очищается и отводится в приемную емкость. Так как расход жидкости здесь обусловлен принятой технологией бурения, разработано несколько типоразме­ров сменных гидроциклонов с размером цилиндрической части от 25 до 75 мм и углом конической части 18—20°. Недостаток такой схемы использования гидроциклона — необходимость гер­метизации устья скважины.

clip_image056

                                                        Рис. 61.                                                     Рис. 62.

  Рис. 61. Схема циркуляционной системы с очисткой промывочной     

жидкости гидроциклонной уста­новкой типа ОГХ:

1 — буровое здание; 2 —буровой ста­нок; 3 — насосный блок; 4, 5, 6, 8же­лоба; 7 — гидроциклонная установка; 9, 10, 11 — приемные емкости; 12 — ме­таллические   емкости;   13 — ограждение

 

Рис. 62. Гидротурбоциклон ГТН-200

 

В практике разведочного бурения используются также гид­роциклоны, разработанные опытно-методическими партиями гео­логических объединений и экспедиций. Конструкции этих гидро­циклонов отличаются несущественно. Для повышения износостой­кости в гидроциклонах применяют элементы, изготовляемые из резины и полимеров.

Коэффициент очистной способности гидроциклона Коможет доходить до 10—15, содержание шлама в жидкости, выходящей из насадки, может достигать 50%, общие потери раствора за один цикл при оптимальном режиме работы составляют 1—2%.

В практике бурения глубоких разведочных скважин приме­няют одновременно по нескольку гидроциклонов, объединенных в батареи. Известны пескоотделители 1 ПГК конструкции ВНИИнефтемаша, гидроциклонные пескоотделители КуйбышевВНИИТнефти и др. Загрязненная жидкость к гидроциклонам подается с помощью шламовых насосов ВШН-150, но может по­даваться и буровыми насосами. При бурении глубоких сква­жин используют также гидроциклоны-пескоотделители ПГ-50 и илоотделители ИГ- 45. Гидроциклоны применяют и для регене­рации утяжелителей.

К преимуществам гидроциклонов относятся их простота и от­сутствие подвижных частей. Недостатками являются узкий диа­пазон оптимальных режимов работы для каждого типоразмера гидроциклона и невозможность надежной сепарации частиц размером менее 40 мкм. Кроме того, при очистке высоковязких промывочных жидкостей нередко приходится разбавлять рас­твор водой или очищенным раствором перед вводом его в гидроциклон. Соотношение воды и раствора может доходить до 0,5 : 1. Степень очистки повышается, но в целом качество раство­ра ухудшается, и требуются дополнительные меры по его вос­становлению.

Для отделения мелких частиц шлама, а также уменьшения содержания глины в растворе используют турбоциклоны и центрифуги. В турбоциклоне очистка раствора осуществляется с ис­пользованием центробежной силы, но вихревое движение жидко-сти создается механическим путем с помощью вращающегося ротора.

При бурении глубоких разведочных скважин применяется гидротурбоциклон ГТН-200 (рис. 62). Он состоит из двух агре­гатов: центрифуги и гидроциклона. Центрифуга состоит из кор­пуса 4, который в верхней части имеет загрузочную воронку 1, вертикального вала, опирающегося на два подшипника качения, из которых один упорный воспринимает массу ротора. Ротор со­стоит из ступицы, которая плотно насажена на вал. К ступице приварена перфорированная обечайка 3 с днищем и винтовой лентой 2, которая приварена к внутренней поверхности обечай­ки. В днище имеются отверстия 6 и горловина 7. В нижней ча­сти корпуса расположены воронка 8 и сливной патрубок 9. На верхний конец вала насажен шкив клиноременной передачи, при помощи которой центрифуга соединяется с электродвигателем.

Раствор самотеком подается в загрузочную воронку 1, а от­туда в рабочую полость центрифуги. Под действием центробеж­ной силы твердые частицы разделяются по гранулометрическо­му составу и плотности. Тонкодисперсная часть раствора, со­стоящая в основном из глины и воды, удаляется через отвер­стия 6, сливную воронку 8 и патрубок 9 в дренаж. Более круп­ные частицы выбрасываются через отверстия 5 в перфорирован­ной обечайке в полость корпуса, откуда по трубкам 10 поступа­ют в гидроциклон 11.

В гидроциклоне происходит дополнительное сгущение посту­пившей из центрифуги пульпы, которая затем удаляется через песковую насадку. Остаток тонкодисперсной глинистой суспензии через сливную насадку гидроциклона возвращается в центрифугу.

Турбоциклоны также используются для регенерации утяже­лителя. Они позволяют извлекать не только мелкий шлам, но и  при необходимости до 70%  глины и регулировать тем самым реологические свойства глинистых растворов.

К недостаткам турбоциклонов относятся сложность конст­рукции, значительные габариты, масса и большая мощность привода. Например, у ГТН-200 при габаритах 1500Х840Х XI166 мм и массе без электродвигателя 500 кг мощность электродвигателя 20 кВт.

              

 

 


ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ОЧИСТКИ

 

 

Физико-химические методы очистки представлены флокуля-цией, разбавлением и коагуляцией, используется и комбиниро­вание этих методов. Они применяются также при полном выве­дении глинистой твердой фазы из раствора.

 Флокуляция заключается во введении реагента-флоку-лянта (обычно полимерного), который обеспечивает флокуля-цию частиц выбуренной породы с последующим осаждением в отстойниках. Процесс флокуляции породы протекает не мгно­венно, а в течение определенного времени (до 5 мин), причем наиболее активно идет с перемешиванием.

Часть реагентов флокулирует твердую фазу избирательно, т. е. обладает селективным действием. Так, частично гидролизо-ванный полиакриламид интенсифицирует или стабилизирует процесс диспергации монтмориллонита и флокулирует каолино­вые, гидрослюдистые и другие дисперсные частицы горных по­род. Наиболее активны в качестве флокулянтов акриловые по­лимеры. Концентрация их колеблется от 0,01 до 0,15%.

Коагуляция используется для частичного или полного вывода твердой фазы из раствора. При частичном выводе твер­дой фазы коагулятор вводится совместно с флокулянтом. Здесь коагулятор повышает гидрофобность твердой фазы, а флокулянт укрупняет частицы в хлопья, наиболее крупные из которых вы­падают в осадок. При полном выводе твердой фазы необходимо создать условия для гидрофобной коагуляции, увеличивая кон­центрацию коагулянта. В качестве коагуляторов при очистке используются галоидные соединения Al, Fe, Ni, Co, Na, Ca, A1SO4, а также полиакрилаты, полиакриламины, полиамины в количестве от 0,01 до 5%.

Разбавление применяется при резком увеличении рео­логических параметров промывочной жидкости, когда даже крупные частицы не сепарируются в очистных системах. Разбав­ление ведется водой или очищенной промывочной жидкостью с низкими реологическими параметрами. Разбавляющий компо­нент вводят в приустьевую часть циркуляционной системы сква­жины и обеспечивают условия, благоприятствующие перемеши­ванию.

 

КОМБИНИРОВАННЫЕ МЕТОДЫ ОЧИСТКИ

 

Наибольший эффект очистки дает комбинация перечислен­ных выше методов. Чаще всего используется комбинация же-лобной и гидроциклонной очистки. При алмазном бурении же­лобная система утрачивает свое значение, и большую роль при­обретают гидроциклоны — илоотделители с физико-химическими методами очистки. Более эффективная работа гидроциклонов достигается разбавлением.

Таким образом, получаются различные варианты очистки промывочной жидкости от выбуренной породы: одноступенчатая желобная система или гидроциклон в том или ином режиме; двухступенчатая: желобная система — пескоотделитель, песко-отделитель — илоотделитель, илоотделитель — турбогидроцик-лон, илоотделитель — химическая очистка и т. д.; трехступенча­тая: пескоотделитель — илоотделитель — турбоцнклон, илоотде­литель — турбоциклон — химическая очистка и т. д. Следует иметь в виду, когда актуально применение гидроциклона в режи­ме илоотделения, желобная система играет роль соединитель­ных элементов и как ступень очистки отпадает.

Во ВНИИКРнефти для бурения нефтяных и газовых сква­жин разработана типовая трехступенчатая система, включаю­щая вибросито ВС-1 для грубой очистки частиц размером до 0,16 мм, пескоотделитель (ПГ-45, ПГ-90) для удаления частиц размером до 0,08 мм и илоотделитель для удаления частиц размером до 0,03 мм.

Содержание активной твердой фазы регулируется комбина­цией гидроциклонной очистки и флокуляции с последующей се­парацией флокул в илоотделителе или турбоциклоне. Возможен вариант параллельного использования химической очистки. Для этого часть циркулирующего раствора отводится в отдельный отстойник, где он обрабатывается флокулянтом или коагулян­том и гидрофобно коагулируется. Вода, получающаяся в отстой­нике, направляется в основной поток бурового раствора в каче­стве разбавителя, а образующийся осадок утилизируется.

 

 

 


МЕТОДЫ ДЕГАЗАЦИИ ПРОМЫВОЧНЫХ ЖИДКОСТЕЙ

 

При бурении скважин промывочная жидкость нередко ес­тественным образом обогащается воздухом или газом, что со­провождается резким изменением ее плотности, реологических и структурно-механических свойств. Ухудшается работа насосов и уменьшается их подача, поэтому своевременная и эффектив­ная дегазация промывочных жидкостей — важное условие обес­печения нормального процесса бурения.

Необходимость в дегазации возникает в случае искусственно приготовленных аэрированных растворов, когда они выполнили свою задачу или значительно понизилась их плотность.

Газ и воздух в промывочные растворы поступают главным образом в процессе бурения газосодержащих пород, например, в районах разведки угольных, нефтяных и газовых месторожде­ний. Иногда раствор естественно аэрируется при бурении сухих воздухосодержащих пород. Процесс газонасыщения ускоряется в присутствии поверхностно-активных веществ.

Основное препятствие к выделению газа из раствора — силы внутреннего взаимодействия. В структурированном вязком рас­творе пузырьки газа или воздуха не могут преодолеть напряже­ние сдвига системы и остаются в ней. Образование из поверх­ностно-активных веществ прочных структурированных пленок на поверхности пузырьков воздуха может вызвать устойчивость га­зонасыщенной системы даже в сравнительно слабоструктуриро-ванных растворах. Для снижения газонасыщения жидкости при бурении газонасыщенных пород эффективно применение раство­ров с пониженной вязкостью, однако это далеко не всегда воз­можно.

Существующие методы дегазации можно разделить на четы­ре группы: естественный; механический; физико-химический; комбинированный.

Естественный способ дегазации промывочной жидкости в циркуляционной системе применяется для растворов с невысо­кими вязкостью и СНС. При движении раствора в желобах структура его разрушается, что сопровождается выделением газовой фазы в виде пены. Накопившаяся у перегородок пена постепенно разрушается. Этот способ мало эффективен.

Дегазации способствуют и условия, когда раствор растека­ется тонкой пленкой по широкой наклонной поверхности. В при­сутствии поверхностно-активных веществ в растворе возможна дополнительная аэрация жидкости. Поэтому радикальная мера уменьшения или полного устранения газосодержания — прину­дительная дегазация раствора.

Механические методы дегазации буровых растворов приме­няются при бурении глубоких разведочных скважин на нефть и газ, если в растворе нет ПАВ. Частичная дегазация происхо­дит при очистке глинистых растворов от шлама на вибрацион­ном сите, сите-конвейере. Специальные устройства для дегаза­ции построены на принципе разрушения структуры бурового раствора и создания вакуума. Сюда следует отнести центробеж­ные дегазаторы бурового раствора, вакуумные дегазаторы, из которых применяются ДВС-2, ДКС-2К, ДВМ-2 и др.

Дегазация промывочных растворов возможна в гидроцик­лонах. Нижнее отверстие гидроциклона перекрывается, и к ап­парату подается газонасыщенная жидкость. Под действием ва­куума и сил гравитации газ собирается в центральной части гидроциклона, а затем в виде крупных пузырей выбрасывается струей бурового раствора в атмосферу. Этот способ применяет­ся при неглубоком разведочном бурении.

Физико-химический способ дегазации буровых растворов за­ключается во введении специальных веществ — пеногасителей. Такой способ гашения пены прост, экономичен и не связан с созданием и применением специальных конструкций или уст­ройств. В промывочную жидкость вводят поверхностно-актив­ные вещества, не образующие структурированных пленок, но более активные, чем вещество, вызывающее пенообразование, либо добавляют вещества, связывающие гидрофобную часть мо-лекул пенообразователя. В первом случае воздушные пузырьки разрушаются за счет вытеснения с их поверхности поверхност­но-активного вещества пенообразователя, вследствие локально­го ослабления пленки с последующим разрывом. Лишенный за­щиты пузырек выходит из промывочной жидкости.

Связывание гидрофобной части молекулы пенообразователя, сопровождающееся гашением пены, происходит только тогда, когда эта часть более активно адсорбируется на поверхности пеногаситель — вода, чем на поверхности воздух — вода. Это вызывает десорбцию пенообразователя с поверхности пузырьков и их разрушение.

Особенно активен в качестве пеногасителя полиметисилок-сан. Добавки 0,005—0,05% его способствуют полному удалению пены. Концентрации других пеногасителей должны быть в пре­делах 0,1—3%. Хорошо гасит пену суспензия резины или поли­этилена в дизельном топливе в соотношении 1 : 10. В каждом конкретном случае оптимальная концентрация уточняется опыт­ным путем.

 

 

 

 


ФУНКЦИИ, ВЫПОЛНЯЕМЫЕ ТАМПОНАЖНЫМИ СМЕСЯМИ

 

Тампонажные смеси (их называют также тампонажными растворами) представляют собой специальные материалы или составы, используемые для тампонирования — заполнения сква­жин или отдельных ее интервалов. Тампонажные смеси с тече­нием времени могут затвердевать с образованием тампонажно­го камня либо загустевать или упрочняться, оставаясь вязкой или вязко-пластичной системой.

В зависимости от назначения тампонирования смеси должны выполнять следующие функции.

1. Изолировать интервалы залегания полезных ископаемых. Вскрытые скважиной пласты полезного ископаемого должны быть изолированы от проникновения в них поверхностных или подземных вод. В ряде случаев, в первую очередь это относится к жидким и газообразным полезным ископаемым, возникает не­обходимость в изоляции друг от друга пластов полезного иско­паемого с разными свойствами. С этой целью в скважину спус­кают обсадные трубы, а зазор между трубами и стенками сква­жины заполняют тампонажным раствором. Такой раствор дол­жен создавать надежную изоляцию во всем затрубном простран­стве скважины в течение длительного времени.

2.  Защищать обсадные колонны от коррозии и повышать их устойчивость к нагрузкам. Пластовые воды обладают, как пра­вило, высокой минерализацией и активно корродируют обсад­ные трубы. Изоляция затрубного пространства исключает кор­розию обсадных труб под действием пластовых вод и значитель­но увеличивает срок их службы. Образуя монолитное  кольцо в зазоре, затвердевший  (упрочнившийся)    тампонажный    состав должен повышать устойчивость обсадных труб к различным на­грузкам, а при истирании труб выполнять их функции.

3.  Закреплять обсадные колонны. В ряде случаев обсаживание трубами выполняется для предупреждения обвалов стенок скважины в отдельных интервалах и для изоляции    каверн    и крупных трещин. Для закрепления труб в скважине необходимо их затампонировать.

4.Укреплять стенки скважины в трещиноватых горных по­
родах. В интервалах трещиноватых неустойчивых горных пород для предупреждения их обрушения при сохранении диаметра скважины заливают тампонажный раствор. Проникая в трещи­ны пласта и затвердевая в них, раствор должен образовывать вокруг скважины прочную монолитную массу, устойчивую к ударным нагрузкам.

5.      Ликвидировать поглощения промывочной жидкости и водопроявления. Один из методов борьбы с поглощениями и водопроявлениями — заполнение  проницаемых  каналов    тампонажной смесью. Такая смесь должна надежно изолировать проницаемую зону вокруг скважины и быть устойчивой к действию перепадов давления на пласт при выполнении всех технологиче­ских операций.

6.    Создавать мосты в скважине для выполнения специальных работ. При многозабойном и направленном бурении, при неко­торых видах исследований в скважинах сооружаются так называемые мосты-перемычки, служащие опорой для различного ро­да устройств и изолирующие   заданные    интервалы    скважин. Тампонажные смеси, используемые для сооружения таких мостов, должны в затвердевшем состоянии обеспечивать их доста­точную прочность,  а при выполнении задачи — быстрое разру­шение.

7.    Ликвидировать скважины. После завершения бурения раз­ведочные скважины следует   ликвидировать.    Это   делается   с целью  предупреждения  загрязнения    водоносных    горизонтов, перетоков подземных вод по стволу скважины, поступления че­рез скважины в горные выработки воды из вышележащих про­ницаемых пластов. Скважину заполняют тампонажной смесью, которая при твердении (упрочнении) должна создавать в стволе
тампон, сохраняющий  изолирующие  свойства  неопределенно долгое время.

Функции тампонажных смесей определяются назначением тампонирования и геолого-техническими условиями разведки. При любом виде тампонирования тампонажные смеси имеют многофункциональное назначение, но задачи тампонирования определяют некоторую функцию как главную, а остальные — как второстепенные. Так, при тампонировании обсадных колонн главная функция — изолирующая, но в то же время тампонаж­ные смеси должны защищать трубы от преждевременной корро­зии и повышать их устойчивость к нагрузкам.

 

 

 


КЛАССИФИКАЦИЯ  ТАМПОНАЖНЫХ  СМЕСЕЙ. ТРЕБОВАНИЯ  К ТАМПОНАЖНЫМ  СМЕСЯМ

 

По консистенции тампонажные составы условно делят на растворы и смеси (пасты, мастики), последние не могут пере­качиваться насосами. В настоящее время разработаны и применяются самые раз­нообразные составы тампонажных смесей. Их классификация приведена на рис. 63.

                                                     

 

Наибольшая группа тампонажных растворов представлена -растворами на основе неорганических веществ главным образом цементными. В меньшей мере применяются тампонажные рас­творы на основе органических веществ, большинство из кото­рых представлены синтетическими смолами. В последние годы широко распространены комбинированные тампонажные раство­ры на основе неорганических веществ с добавками полимеров. В качестве жидкой основы растворов применяется в основном вода. Растворы на углеводородных жидкостях применяются ред­ко, в специфических условиях.

Все тампонажные растворы делятся на твердеющие (схва­тывающиеся) и нетвердеющие (упрочняющиеся). Твердеющие растворы (их большинство) в результате сложных физико-хи­мических процессов превращаются в тампонажный камень. Уп­рочняющиеся растворы не изменяют своего фазового состояния, они стабилизируются с увеличением структурно-механических свойств.

Тампонажные растворы могут содержать различного рода добавки, назначение которых — регулирование реологических или вяжущих свойств (химические реагенты), изменение плот­ности (утяжеляющие и облегчающие добавки), придание заку­поривающих свойств (наполнители), уменьшение расхода основ­ных активных компонентов (минеральные добавки типа кварце­вого песка, супеси и др.). Добавки могут дополнительно клас­сифицироваться в зависимости от их вида и специфических свойств, обусловленных ими.

Наполнители могут влиять и на структурно-механические свойства растворов. По этому признаку влияния наполнителей тампонажные составы делятся на растворы с активным напол­нителем и растворы с инертным наполнителем.

По плотности растворы для тампонирования скважин можно разделить на легкие с р1,3 г/см3, облегченные с р = = 1,3÷1,75 г/см3, нормальные с р = 1,75÷1,95 г/см3, утяжелен­ные с р = 1,95÷2,2 г/см3 и тяжелые с р>2,2 г/см3.

По срокамсхватывания растворы разделяются на быстросхватывающиеся с началом схватывания до 40 мин, ускоренно-схватывающиеся с началом схватывания 40 мин — 1 ч 20 мин, нормально схватывающиеся с началом схватывания 1 ч 20 мин  — 2 ч, медленно схватывающиеся с началом схваты­вания более 2 ч.

В зависимости от роданаполнителей растворы делятся на песчаные, перлитовые, волокнистые и др.

Тампонажные растворы могут аэрироваться (аэрированные растворы) или искусственно насыщаться газообразными продук­тами взрыва (обработанные взрывом).

Тампонажные растворы на основе минеральных вяжущих ве­ществ и комбинированные подчиняются закону течения Шведо­ва— Бингама, растворы на основе органических веществ — за­кону Ньютона.

К тампонажным растворам предъявляются требования тех­нического, технологического и экономического характера, тесно связанные между собой.

Требования технического характера определя­ют технические возможности тампонажных растворов примени­тельно к тем или иным условиям. Тампонажные растворы должны:

обладать хорошей текучестью и сохранять это свойство в те­чение времени, необходимого для закачки; сразу после завер­шения закачки раствор должен загустевать и набирать проч­ность;

проникать в любые поры и микротрещины, но в то же время не растекаться в трещинах под действием собственного веса;

быть устойчивыми и не седиментировать;

обладать хорошей сцепляемостью с обсадными трубами и горными породами;

иметь небольшое сопротивление при движении в бурильных трубах и затрубном пространстве и большое — при движении в проницаемых горных породах;

быть восприимчивыми к обработке с целью регулирования свойств в нужную сторону;

не взаимодействовать с тампонируемыми породами и пласто­выми водами с ухудшением свойств;

быть устойчивыми к размывающему действию подземных вод;

сохранять стабильность при повышенных температуре и дав­лении в скважине;

при твердении (упрочнении) не давать усадки с образовани­ем трещин и быть непроницаемыми для жидкостей и газов.

Требования технологического характера оп­ределяют возможности удобного, производительного и безопас­ного использования тампонажных растворов. Тампонажные рас­творы должны:

легко прокачиваться буровыми насосами;

иметь небольшую чувствительность к перемешиванию;

быть инертными как в исходном виде, так и в конечном про­дукте твердения (упрочнения) по отношению к промывочным жидкостям;

допускать комбинирование с другими растворами;

легко смываться с технологического оборудования;

легко разбуриваться;

не быть токсичными.

Соблюдение указанных требований во многом обусловливает технико-экономическую эффективность использования тампо­нажных растворов.

Требования экономического характера к ис­ходному сырью:

должно быть недефицитным и недорогим;

не должно ухудшать свои свойства при хранении.

Получить тампонажные растворы, удовлетворяющие всем требованиям, практически невозможно. Так, растворы, не расте­кающиеся в трещинах, плохо перекачиваются, а седиментационная устойчивость дисперсных тампонажных растворов с умень­шением содержания твердой фазы падает. Удовлетворяя то или иное требование, необходимо следить за тем, в какой мере бу­дут соблюдаться остальные. Назначение тампонажных работ и геолого-технические особенности района работ обычно обуслов­ливают основные требования и второстепенные, которые могут соблюдаться не так строго. Все это определяет существование широкого набора тампонажных растворов и появление все но­вых и новых составов.

Степень удовлетворения раствора тем или иным требованиям определяется в результате измерения его свойств.

 

 

 


ОПРЕДЕЛЕНИЕ СВОЙСТВ ТАМПОНАЖНЫХ РАСТВОРОВ

 

Тампонажные растворы характеризуются многими парамет­рами, однако для практики наибольший интерес представляют свойства, измерение которых оперативно и несложно. К сожале­нию, существующие приборы и методы определения свойств там­понажных растворов несовершенны, и часто простота измерения идет в ущерб соответствию полученных оценок реальной дейст­вительности.

Основные параметры тампонажных растворов: плотность, подвижность, консистенция, водоудерживающая способность, сроки схватывания, прочность структуры, седиментационная ус­тойчивость, водотвердое отношение. Реологические свойства тампонажных растворов характеризуются вязкостью и динами­ческим напряжением сдвига.

Плотность  измеряется  ареометрами  АГ-ЗПП  или  АБР-1.

Подвижность раствора характеризует возможность его про­качивания насосом, определяет величину гидравлических сопро­тивлений при тампонировании и особенности поведения раство­ра при заполнении каналов.

На практике подвижность оценивают по растекаемости там­понажного раствора, которая определяется на конусе АзНИИ. Этот прибор (рис. 64) состоит из усеченного конуса-кольца 1 массой 300 г, имеющего внутренние диаметры верхнего основа­ния 36 и нижнего 64 мм, высоту 60 мм, объем 120 см3. Конус устанавливается на съемное стекло 2, которое, в свою очередь, помещают на круглую плиту, расчерченную концентрическими окружностями. С помощью регулировочных винтов 3, служа­щих одновременно и опорами прибора, плита со стеклом пред­варительно по уровню устанавливается в горизонтальное положение. Конус ставится в центре круга.

Для измерения растекаемости готовят 250 см3 раствора за­данного состава и после перемешивания в течение 3 мин зали­вают его в конус вровень с верхним кольцом. Затем конус плавно поднимают вверх, и раствор растекается по стеклянному кру­гу основания. Во взаимно перпендикулярных направлениях оп­ределяют наибольший и наименьший диаметры круга расплыва и по ним вычисляют средний диаметр в см.

clip_image059

Рис. 64. Конус АзНИИ для опре­деления                         Рис. 65. Схема консистометра:

растекаемости тампонаж­ных растворов                              

1 — плита; 2 — гидрозатвор; 3 — шкала; 4 — стрелка; 5 —пружина; 6 — термо­метр; 7 — крышка; 8 — печь; 9 — стакан; 10 — мешалка; 11 — упор мешалки; 12 — редуктор; 13 — электродвигатель

От подвижности раствора в первую очередь зависит всасы­вающая способность насоса. Считается, что удовлетворительное всасывание обеспечивается при растекаемости не менее 17 — 18 см. Подвижность тампонажных составов определяется не только рецептурой, но и временем и интенсивностью перемеши­вания при приготовлении. Особенно это актуально для раство­ров на основе вяжущих добавок. Поэтому растекаемость как критерий подвижности — очень условный параметр.

Более надежно, но сложнее определяется способность тампо­нажного раствора к прокачиванию с помощью консистометра. Этот прибор позволяет оценить сопротивление раствора переме­шиванию лопастной мешалкой. Интенсивность перемешивания при измерениях должна соответствовать интенсивности переме­шивания при движении раствора в скважине во время тампони­рования. С помощью консистометра определяют и загустевание тампонажного раствора в процессе перемешивания.

Схема консистометра показана на рис. 65. Консистометр представляет собой вращающийся цилиндрический сосуд — ста­кан 9, внутри которого находится лопастная мешалка 10. Ось последней связана с калиброванной пружиной 5, с помощью ко­торой измеряется усилие, передаваемое на лопасти мешалки при перемешивании раствора. Прибор укомплектован электрической печью 8, позволяющей выполнять измерения при различных тем­пературах. Консистометр тарируется в условных единицах по истинно вязким жидкостям.

Для определения консистенции приготовляют 650 см3 тампо­нажного раствора и заливают его в стакан 9. Уровень раствора при этом не должен доходить до верхнего края цилиндра на 3 см. Затем в стакан опускают мешалку, включают электродви­гатель 13 и одновременно пускают секундомер. С момента при­готовления раствора до момента пуска электродвигателя долж­но пройти не более 5 мин. После пуска электродвигателя в те­чение 20 мин через каждые 2 мин записывают показания стрел­ки 4 прибора. Наименьшее из десяти значений будет характери­зовать консистенцию тампонажного раствора.

Раствор считается достаточно подвижным, если его конси­стенция не превышает 20 условных единиц. Консистенция — бо­лее правильная количественная оценка подвижности, отражаю­щая физическую сущность процесса перемешивания раствора, но консистометры довольно сложны.

Водоудерживающая способность тампонажного раствора ха­рактеризует, с одной стороны, его устойчивость как дисперсной системы, а с другой — способность к образованию тампонов в трещинах в процессе водоотдачи. Для некоторых тампонажных растворов, например цементных, водоудерживающую способ­ность необходимо повышать, в противном случае раствор будет расслаиваться.

Седиментационная неустойчивость приводит к тому, что за­твердевает лишь нижняя часть раствора в трещинах либо он во­обще не схватывается. В других растворах, например глиноцементных, водоотдачу нужно увеличивать. Такие растворы в про­цессе течения по трещинам интенсивно отфильтровывают воду в пористые стенки, что сопровождается резким повышением рео­логических параметров. Остановка раствора в трещине приво­дит к образованию плотного тампона. Чем интенсивнее водоотда­ча, тем активнее протекают эти процессы.

Показатель водоудерживающей способности тампонажного раствора — водоотдача, которая определяется на приборах ВМ-6 с использованием специальных бланков с двойной лога­рифмической сеткой (рис. 66). Порядок измерений такой же, как при определении водоотдачи глинистых растворов, и также приводится ко времени фильтрации — 30 мин.

Измеренная водоотдача может быть абсолютной, когда объ­ем отфильтровавшейся жидкости за 30 мин меньше объема жидкой фазы раствора в стакане прибора, и условной (относи­тельной), когда водоудерживающая способность раствора не­большая, т. е. объем жидкой фазы, отфильтровавшийся за 30 мин, больше объема в стакане прибора. Положение риски прибора в процессе измерений наблюдают через 10, 15, 20, 25, 30, 45 с и 1, 2, 3, 5 и 10 мин с момента открытия клапана.

    Величина условной водоотдачи может быть получена расчет­ным путем по формулеclip_image062

где В30 — условная водоотдача за 30 мин, см3; Вt— количество жидкости, отфильтровавшейся из тампонажного раствора за время t, см3; t— время от начала опыта, мин.

 

 


Сроки схватывания

 

Сроки схватывания (твердения) — один из важнейших пара­метров тампонажного раствора — определяются в статических условиях прибором ВИКа (рис. 67). Прибор состоит из кругло­го металлического стержня 4, свободно перемещающегося в вертикальной обойме 5 станины 1. Для закрепления стержня на желаемой высоте служит зажим 2. В нижнюю часть стержня 4 ввинчивается стальная игла 6 диаметром 1,1 мм и длиной 50 мм. На кронштейне станины укреплена шкала 3. В комплект прибора входит кольцо 7 с подставкой 8. Масса подвижной си­стемы прибора 300 г.

Для определения сроков схватывания готовят 300 см3 там­понажного раствора, который после трехминутного перемеши­вания заливается в кольцо 7. Перед началом измерения игла 6 должна слегка касаться поверхности раствора. Способ основан на периодическом измерении глубины погружения в исследуе­мый раствор стержня (иглы) площадью сечения 1 мм2 под дей­ствием нагрузки в 3 Н. По мере загустевания раствора движение иглы в нем замедляется. Время, прошедшее от момента затворения до момента, когда игла не доходит до дна сосуда с рас­твором на 1 мм, называют временем начала схватывания. Вре­мя, прошедшее от момента затворения до момента, когда игла погружается в раствор не более чем на 1 мм, называют време­нем конца схватывания.

Сроки схватывания тампонажных растворов — условные па­раметры, так как в их основу положены условные критерии. Процесс упрочнения раствора и превращения его в тампонаж­ный камень по физико-химической сути не имеет критических точек, делящих его на различные стадии. На сроки схватыва­ния влияют давление, минерализация пластовых вод и химиче­ский состав тампонируемых пород. Однако попытки выполнять измерения с учетом этих факторов при существующих методах определения сроков схватывания не имеют смысла. Такой учет дает лишь качественную картину изменения процесса схваты­вания.

В то же время для успешного тампонирования нужно четко знать время, которым располагают исполнители для проведе­ния работ. В этом отношении измеряемые сроки схватывания дают самое общее представление об этом времени. Если начало схватывания наступает, например через 1 ч, это не значит, что исполнитель работ имеет в своем распоряжении этот час. По­этому, готовя раствор для тампонирования скважины, исполни­тели стремятся подстраховаться и увеличить время начала схватывания, а это приводит к резкому уменьшению эффектив­ности тампонажных работ.

Необходимо знать кинетику нарастания прочности структу­ры раствора во времени. Для этого измеряют пластическую прочность структуры раствора.

Пластическая прочность Рт  характеризует прочность струк­туры раствора при пластично-вязком разрушении, измеряется на приборе ВИКа по методу акад. П. А. Ребиндера, усовершенст­вованному М. С. Винарским. Вместо иглы прибор снабжается комплектом конусов из стали, алюминия или органического стекла с углами при вершине 30°, 45°, 60°, 90°. Кроме того, не­обходимо иметь кольцо большего размера (диаметром 127 — 146 мм) и соответствующего размера подкладную пластину.

Методика измерений следующая. В кольцо 7 высотой 40 мм (см. рис. 67), установленное на пластине-поддоне 8, заливают тампонажный раствор. Поверхность раствора тщательно вырав­нивают. Подвижный стержень 4 прибора с укрепленным в ниж­ней части конусом (показан пунктиром) устанавливают таким образом, чтобы конус чуть касался поверхности раствора, и в таком положении фиксируют зажимом 2. Через определенное время выдержки зажим отпускают, подвижную систему осво­бождают и конус погружается в раствор на определенную глу­бину. Величина погружения фиксируется по шкале 3.

Затем конус поднимают, насухо протирают и устанавливают в исходное положение. Кольцо 7 с пробой раствора смещается с пластиной 8 по плите-основанию таким образом, чтобы после очередного погружения конуса центры лунок находились на рас­стоянии не менее трех диаметров предыдущей лунки.  Через заданное время выдержки нажатием    кнопки   зажима    2    конус вновь освобождается, и измеряют глубину его погружения. Пластическая прочность Рт (в Па) вычисляется по формуле Pm = Kα(G/h2),  (X.2) где Кα— коэффициент, зависящий от угла конуса; G— вес по­гружаемой системы, Н; h— глубина погружения конуса в там­понажный раствор, м.

Коэффициент Кα,определяется из выражения:

                        clip_image064

clip_image066

(α — угол при вершине конуса).

Так как пластическая прочность нарастает во времени, глу­бина погружения конуса постепенно уменьшается. Для повыше­ния точности измерений при достижении h = 0,5÷0,8 см конус заменяют более острым. Если использован самый острый конус комплекта, подвижную систему дополнительно нагружают, для чего в верхней ее части устанавливается съемный груз, величи­на которого зависит от конкретных условий опыта.

clip_image067Рекомендуется одновременно исследовать не менее трех об­разцов раствора и пластическую прочность выбрать как среднее из трех измерений. По результатам измерений строят кривую изменения пластической прочности во времени. Общий характер кривых для различных растворов приведен на рис. 68. Кривая 1 характерна для цементного раствора, кривая 2 — для глинисто­го раствора с содержа­нием цемента 10%.

Общий характер кри­вых отражает физико-хи­мические изменения, про­исходящие в растворе с течением времени. Снача­ла прочность нарастает медленно, затем лавино­образно ускоряется, пос­ле чего вновь замедляет­ся, асимптотически при­ближаясь к конечному значению. На каком-то этапе лавинообразного участка упрочнения пла­стическое разрушение структуры переходит в хрупкое. Но раствор не прокачивается задолго до этого момента.

Знание   кинетики   нарастания прочности позволяет оценить время, которым мастер располагает при неполадках в процессе закачки раствора. На этапе медленного набора прочности структуры раствора плас­тическую прочность можно считать аналогом статического на­пряжения сдвига. Тогда, если раствор находится в трубах дли­ной L, сопротивление раствора сдвигу Pθ определяется по формуле:

clip_image069

 

где рст —гидростатическое давление раствора в бурильных тру­бах; Па; d— внутренний диаметр бурильных труб, м.

Отсюда при максимальном давлении, развиваемом насосом, рθmax,получим критическое значение пластической прочности рт кр ,при котором насос не может продавить раствор в трубах: Рт кр = [(pθmax+pст) d]/4L                                           (Х.5)

Зная Рт крпо кривой нарастания пластической прочности во времени для данного раствора можно найти время, за которое структура достигла критической прочности. Конечно, и здесь речь идет о приблизительной оценке, так как трудно учесть ряд факторов: время предварительного перемешивания, степень со­ответствия для данного времени статического напряжения сдви­га и пластической прочности, температуры в скважине и др. Но полученная оценка является количественной, отражает в дина­мике физико-химию процесса и может уточняться по мере по­лучения дополнительной информации.

Измерять пластическую прочность можно непосредственно на буровых установках перед проведением тампонажных работ.

 


Седиментационная устойчивость

 

Седиментационная устойчивость тампонажных растворов ха­рактеризуется коэффициентом водоотделения и измеряется в процентах. Она определяется следующим образом. Испытуемый раствор заливают в два мерных цилиндра объемом 250 см3 каж­дый и оставляют в покое на 3 ч. Для предотвращения испарения жидкости мерные цилиндры сверху накрывают. По истечении 3 ч по делениям на стенках цилиндров измеряют объемы жид­кости, отделившейся из раствора в каждом из них. По резуль­татам измерений вычисляют коэффициент водоотделения KB= 100%(V1-V2)/V1 , (Х.6)

где V1— первоначальный объем тампонажного раствора, см3; V2объем осевшего тампонажного раствора, см3. За оконча­тельный результат принимается среднеарифметическое из изме­рений в обоих цилиндрах.

Раствор считается достаточно устойчивым, если коэффици­ент водоотделения не превышает 2,5%.

Водотвердое отношение (В/Т) представляет собой отноше­ние масс воды и твердой фазы, необходимых для получения единицы объема раствора. Оно во многом определяет свойства тампонажных растворов. При известных составах воды и твердой фазы по водотвердому отношению обычно прогнозируются свойства раствора. И наоборот, желая получить определенные параметры раствора, нередко изменяют водотвердое отношение. Для тампонажных растворов В/Т =0,4÷0,8.

При однокомпонентной твердой фазе тампонажного раство­ра плотность и В/Т связаны следующей формулой:

clip_image071

где рр , рт , рж — плотности соответственно раствора, вяжущего вещества, жидкости затворения.

При многокомпонентной твердой фазе сначала определяют ее среднюю плотность, а затем делают расчет по формуле (Х.7).

Реологические свойства тампонажных растворов (µ, η, τ0) определяют на тех же вискозиметрах, на которых измеряют свойства промывочных жидкостей.

Не все тампонажные растворы характеризуются полным на­бором приведенных выше параметров. Так, для оценки качества тапонажных растворов на основе цементов используют все ха­рактеристики; тампонажные пасты оцениваются водотвердым отношением и сроками схватывания; в полимерных тампонаж­ных растворах важны сроки твердения, а водотвердое отноше­ние и водоотдача теряют смысл.

Вид и состав тампонажного раствора, а в ряде случаев и технология использования определяют свойства, подлежащие оценке и контролю.

 

 

ТРЕБОВАНИЯ К ТАМПОНАЖНОМУ КАМНЮ

 

Для того чтобы тампонирование достигло цели, тампонаж­ный камень должен удовлетворять ряду требований, основные из которых следующие.

1.  Достаточная механическая прочность. Эта прочность должна обеспечивать также выполнение различных операций при дальнейшем бурении скважины.

2.  Непроницаемость для промывочных жидкостей, пластовых вод и газа.

3.  Стойкость к коррозионному действию пластовых вод.

4.Температурная стойкость.

5.  Сохранение объема при твердении и упрочении.

6.  Минимальная  экзотермия — образование  тампонажного камня обычно сопровождается выделением тепла.

Уровень требований к этим параметрам зависит от цели там­понирования. Не всегда целесообразно иметь камень, пол­ностью удовлетворяющий этим требованиям. Наиболее высокие требования предъявляются к тампонажному камню для тампо­нирования обсадных колонн при разобщении проницаемых гори­зонтов в продуктивных скважинах.

В конкретной ситуации те или иные параметры тампонажно­го камня являются определяющими и их стараются получить, выбирая тампонажный раствор и регулируя соответствующим образом его свойства.

Измеряемые характеристики тампонажного камня:

прочность на изгиб и сжатие (для нетвердеющих составов пластическая прочность и другие параметры);

проницаемость;

коррозионная устойчивость;

объемные изменения при твердении.

Методика измерения характеристик тампонажного камня разработана применительно к цементным растворам и в настоя­щее время используется полностью для оценки камня на основе вяжущих веществ.

 

 


ОПРЕДЕЛЕНИЕ КАЧЕСТВА ТАМПОНАЖНОГО КАМНЯ ИЗ РАСТВОРОВ НА ОСНОВЕ ВЯЖУЩИХ ВЕЩЕСТВ

 

Качество цементного камня оценивают в лабораторных ус­ловиях на образцах стандартных размеров, которые готовят с соблюдением требований, обеспечивающих однородность свойств по всему объему. Свойства цементного камня зависят от режи­ма его твердения, который определяется влажностью, темпера­турой, давлением, составом пластовых вод и горных пород. Же­лательно, чтобы режим твердения экспериментальных образцов цементного камня был максимально приближен к условиям скважины.

При твердении раствора на протекание химических процес­сов гидратации расходуется вода. Если этот расход воды не компенсируется из внешней среды, то поры и капилляры це­ментного камня частично освобождаются от наполняющей их воды, что сопровождается замедлением гидратации, усадкой, из­менением физических свойств камня.

В скважине расход воды на гидратацию в некоторой степени компенсируется за счет поступления в цементный камень плас­товых вод и фильтрата промывочной жидкости. Поэтому приня­то помещать экспериментальные образцы в воду, создавая тем самым условия для полной компенсации химического поглоще­ния воды. Чтобы исключить размыв образца цементного раство­ра с поверхности при погружении в водяную ванну, ему дают сначала затвердеть в атмосфере насыщенного пара или заливают его в закрытые незагерметизированные формы, погружая затем в воду. После того как цементный камень приобрел доста­точную прочность, формы разбирают и образцы снова погру­жают в воду.

Продолжительность выдерживания образцов цементного камня перед определением его свойств зависит от задач иссле­дования. Если необходимо знать минимально допустимое время ОЗЦ, то выбирают сроки, приближающиеся к предполагаемому или желательному времени ОЗЦ, например через 12, 24, 36, 48 ч с момента затворения. При наблюдении за изменением свойств цементного камня во времени измерения производят пос­ле выдерживания образцов ,в течение 24 и 48 ч, 7 и 28 сут.

Прочность тампонажного камня характеризуется временным сопротивлением сжатию, изгибу, реже разрыву. Испытания при температурах 22 и 75 °С проводят по ГОСТ 1581—78.

Прочность цементного камня непостоянна. Первое время пос­ле твердения она быстро возрастает, затем постепенно стабили­зируется, а через некоторое время начинает медленно сни­жаться.

Прочность присжатии определяют путем разруше­ния образцов на гидравлическом прессе. Наиболее распростра­нены образцы в виде куба с ребром 7,07 и 5 см (площади попе­речного сечения соответственно 50 и 25 см2), но можно приме­нять и образцы цилиндрической формы, их высота и диаметр должны быть равны.

Для изготовления образцов цементный раствор заливают в разъемные формы соответствующих размеров, выполненные из стали или пластмассы. Из одного замеса цементного раствора изготовляют несколько образцов (не меньше трех), которые вы­держивают в одинаковых условиях одно и то же время. Перед заливкой раствора на формы устанавливают надставки высо­той 5 мм, обеспечивающие некоторый избыток раствора. Через 1 ч твердения избыток раствора срезается вровень с краями формы. Формы заполняют последовательно в два приема: вна­чале до половины, затем вровень с надставкой.

Образцы, твердеющие при температуре 22±2 °С, первые сутки следует хранить в контейнерах с гидравлическим затво­ром при относительной влажности 80—90%. Через 24±2 ч после затворения образцы освобождают от форм, маркируют и хра­нят в водяной ванне до момента испытания. Испытывают их сразу после извлечения из ванны и обтирания.

Образцы, твердеющие при температуре 75±3 °С, после уда­ления избытка раствора из форм накрывают стеклянной или стальной пластиной и помещают в термостат с водой указанной температуры. Через 24±2 ч образцы извлекают из форм, мар­кируют и помещают в тот же термостат для последующего уп­рочнения. Испытывают их после предварительного охлаждения в течение 2,5 ч.

За величину прочности принимается среднее из трех измере­ний. Скорость нагружения при испытании на сжатие не должна превышать 2 МПа в 1 с.

Прочность приизгибе определяют при разрушении образцов-призм на разрывных машинах. Размеры призм 4Х4Х Х16 см. Порядок приготовления и испытания такой же, как и образцов для исследования на сжатие.

На рис. 69 приведено устройство простейшей рычажной раз­рывной машины, в которой усилие на образец создается весом дроби, ссыпающейся в ведерко 7 из сосуда 9. Вес дроби через систему рычагов 3 и 5 передается к приспособлению 8, в кото­ром изгибается образец 2. Расстояние между опорами приспо­собления принято равным 0,1 м. Образец устанавливается сим­метрично относительно средней опоры. Дробь высыпается че­рез лоток 10, скорость истечения ее должна быть примерно 0,1 кг/с. В момент разрушения образца ведерко резко опускает­ся, нажимает на педаль отсекателя 11 и поступление дроби пре­кращается.

Предел прочности при изгибе σИЗ= 3KPl/2bh(X.8)

где К — коэффициент прибора, учитывающий соотношение плеч; Р — разрушающий груз, Н; l— расстояние между опорами при­способления, м; b, h— соответственно ширина и высота сечения призмы (принимаются измеренные значения), м.

Прочность на растяжение определяется при разру­шении образцов в виде «восьмерок» с площадью поперечного се­чения, равной 5 см2. Прочностные характеристики цементного камня определяют и в специальных автоклавах при повышен­ных давлениях (до 25 МПа) и температурах (до 300 °С). Такие устройства сложны и используются в основном для научных исследований.

Считается, что конечные прочностные характеристики це­ментный камень набирает через 28 сут твердения. Однако уже через 2 сут прочность цементного камня может достигать 90% и более от максимальной. Поэтому оперативная оценка прочно­сти дается через 2 сут  твердения.

Проницаемость тампонажного камня определяется размера­ми пор и степенью их сообщения между собой. Различают аб­солютную  (физическую)  и эффективную проницаемость.

Абсолютной называют проницаемость пористой среды для газа или однородной жидкости при отсутствии физико-хи­мического воздействия между жидкостью и пористой средой. При этом весь объем пор среды должен быть заполнен фильт­рующимся газом или жидкостью.

Эффективной называется проницаемость пористой сре­ды при наличии в порах другой какой-либо фазы. Для опреде­ления абсолютной проницаемости образец высушивают, эффек­тивная проницаемость измеряется на образце, сразу же извле­ченном из воды.

Проницаемость тампонажного камня непостоянна, она изме­няется в процессе твердения в соответствии с изменением порового пространства. По окончании твердения проницаемость там­понажного камня также может изменяться, если фильтрующая среда оказывает на него физико-химическое воздействие, при­водящее к растворению уже затвердевшего камня. Характер из­менения проницаемости во времени будет зависеть от соотноше­ния двух взаимно противоположных процессов: растворения тампонажного камня и осаждения продуктов растворения и дис­персной фазы промывочной жидкости в поровых каналах. Если процесс растворения тампонажного камня будет интенсивным, это может привести к его разрушению, ибо при этом усилива­ется действие других, отрицательных факторов.

Эффективную водопроницаемость тампонажного камня опре­деляют на образцах цилиндрической формы, диаметр и длина образца должны быть не менее 18 мм. Проницаемость опреде­ляют немедленно после извлечения образца на специальных ус­тановках, позволяющих замерять объем жидкости, фильтрую­щейся под заданным перепадом давления. В качестве фильтрую­щего агента применяется насыщенный раствор продуктов гид­ратации цемента в прокипяченной дистиллированной воде. Про­ницаемость цементного камня из обычного портландцемента со­ставляет (5÷10) • 10-15 м2.

 

 


Схема установки для измерения водопроницаемости цемент­ного камня

 

 clip_image075

 

Рис.  70.   Схема   установки   для   измерения   водопроницаемости   цементного камня

 

Для приготовления насыщенного раствора продуктов гидра­тации дистиллированную воду заливают в резервную емкость 2 через фильтр с пористой пластинкой, на которую насыпан от­сеянный дробленый цементный камень с размером зерен 0,15— 0,5 мм. Количество цементного камня берется из расчета 20 г на 1 л воды, скорость фильтрации — 10 л/сут. После того как в емкости набралось достаточное для опытов количество раство­ра, он вакуумируется. Трубка от вакуум-насоса подсоединяется к емкости с раствором через U — образную трубку 1. Давление воды в установке создается маслом из емкости 18 с помощью плунжерного пресса 16 (или сжатого азота) через разделитель­ную 14 и напорную 9 емкости.

Порядок работы на установке следующий. При закрытых вентилях 8 и 17 в напорную емкость 9 с помощью пресса наби­рают раствор из емкости 2. Затем в кернодержателе устанавли­вают образец и, открыв вентиль 3, набирают раствор в свобод­ное пространство крышки 4 кернодержателя, пока он не начнет вытекать через открытый штуцер 5. После этого закрывают вен­тиль 3. Перед установкой образца 6 свободное пространство в днище 7 кернодержателя также заполняют раствором продук­тов гидратации. После этого, открыв вентили 8, 11, 13 и 15 (при закрытых 3, 12, 17), создают давление, которое фиксиру­ется манометром 10. Принимаются ступени давления 0,5; 1 и 1,5 МПа, причем на каждой ступени расход воды определяют не менее 3 раз после достижения установившегося расхода.

Коэффициент проницаемости К рассчитывается по формуле K = Vµl/Fpt,  (X.9)

где V— объем воды, профильтровавшийся через образец за время опыта t, м3; µ— вязкость раствора продуктов гидратации цемента при температуре опыта (принимается равной вязкости воды при этой же температуре), Па.с;l — длина образца, м; F— площадь поперечного сечения образца, м2;  р — давление, замеренное манометром, Па.

Коррозионная стойкость тампонажного кам-ня определяется коэффициентом стойкости, который представ­ляет собой отношение предела прочности при изгибе образцов, твердевших в агрессивной среде, к пределу прочности контроль­ных образцов. Самопроизвольное разрушение цементного камня в скважине обусловлено коррозией выщелачивания гидрата окиси кальция и сероводородной коррозией с образованием ма­лорастворимых соединений, что сопровождается увеличением объема твердой фазы. Метод оценки коррозионной стойкости за­ключается в длительном наблюдении за образцами тампонаж­ного камня, погруженными в пластовую воду или ее имитацию. Температура агрессивной среды при этом должна соответство­вать температуре пластовой воды в естественных условиях. Размер образца 1•1•3 см.

Объемные изменения при твердении можно оценить с помо­щью прибора для определения набухания грунтов (ПНГ). При этом измеряются изменения объема, происходящие на ранней стадии твердения.

clip_image077

Показания индикатора а используют в расчете условной ве­личины объемного изменения.

 

 

 

 


МАТЕРИАЛЫ ДЛЯ   ПРИГОТОВЛЕНИЯ   ТАМПОНАЖНЫХ СМЕСЕЙ

 

Материалы для приготовления тампонажных смесей (рас­творов) и регулирования их свойств подразделяются следую­щим образом.

1.        Материалы для приготовления собственно смесей (раство­ров). Они делятся на неорганические вещества: вяжущие мате­риалы  (цементы, гипс, известь), глины — и органические вещества: синтетические смолы, битумы, лигносульфонаты. Эти ма­териалы могут использоваться в композиции друг с другом.

2. Жидкости затворения: пресная вода, минерализованная вода, углеводородные жидкости.

3.Добавки, предназначенные  для регулирования плотности тампонажных растворов, придания им закупоривающих свойств (наполнители), снижения стоимости. Они подразделяются на неорганические добавки: песок и другие кремнеземистые материа­лы, утяжелители, суглинки, отходы промышленных производств; органические добавки: пламилон, гильсонит, каменный уголь, на­
полнители растительного происхождения. Наряду с регулирова­нием   плотности   и   закупоривающих   свойств   добавки   могут существенно влиять на текучесть тампонажных растворов, их сроки схватывания, свойства тампонажного камня. По этим признакам их делят на активные и инертные. Однако практиче­ски инертных добавок нет. Добавки также делятся на естест­венные и искусственные.

4. Материалы, предназначенные для регулирования сроков схватывания и реологических характеристик тампонажных рас­творов. Такие материалы также могут быть неорганическими и органическими.

Комбинируя компоненты в различных соотношениях, можно составить тампонажные смеси с необходимыми в данных геоло­го-технических условиях свойствами.

 

 

 


Цементы

 

Цементы — основной материал для получения тампонажных смесей. В практике разведочного бурения применяют следую­щие виды цементов: а) тампонажные цементы на базе портланд­цемента; б) глиноземистый цемент; в) гипсоглиноземистый це­мент; г) известково-кремнеземистый цемент; д) тампонажные цементы на базе металлургических шлаков. Тампонажные це­менты выпускают по государственным стандартам и техниче­ским условиям. Наиболее распространены растворы на основе портландцемента.

Портландцемент представляет собой порошок определенного минералогического состава, получаемый помолом клинкера — смеси обожженных до спекания известняка, глины и других гор­ных пород. При перемешивании с водой образуется вяжущая мас­са, способная затвердевать в водной среде и на воздухе. При помо­ле клинкера можно вводить гипс (3—6%) и другие минераль­ные добавки, которые улучшают некоторые свойства цементно­го раствора и камня.

Свойства тампонажных портландцементов определяются со­отношением важнейших составляющих минералов: трехкальцие-вого силиката 3CaOSiO2(C3S); двухкальциевого силиката 2СаО•SiO22S);трехкальциевогоалюмината ЗСаО•Аl2Оз(С3А); четырехкальциевого  алюмоферрита   4СаО • А12О3Fe2O3 (Ca4AF).

Содержание основных оксидов в портландцементе колеблет­ся в следующих пределах (в %): оксид кальция 60—66, кремне­зем 18—25, глинозем 4—8, окись железа 0,5—5.

Кремнезем способствует образованию силикатов кальция и алюминия, придает цементу гидравлические свойства, т. е. способность затвердевать и работать в водной среде. С увеличе­нием SiO2 несколько замедляются сроки схватывания тампонаж­ных растворов, и повышается сульфатостойкость цементного камня.

Глинозем способствует ускорению сроков схватывания цементного раствора, но понижает прочность цементного камня.

Увеличение окисижелеза приводит к замедлению про­цессов схватывания тампонажных растворов и снижает раннюю прочность цементного камня.

Кроме перечисленных основных компонентов, в портландце­менте содержатся оксиды магния, калия, натрия, титана, фос­фора, марганца, серы. Эти примеси могут существенно влиять на свойства цементного раствора и камня, на процессы тверде­ния и разрушения камня под действием внешних факторов. Со­держание перечисленных примесей в цементе может существен­но колебаться как вследствие колебаний их количества в исход­ном сырье, так и за счет образования при спекании так называе­мых клинкерных минералов (при обжиге оксиды вступают во взаимодействие друг с другом). Причем образование клинкер­ных минералов нерегулируемо.

Эти оксиды влияют на свойства цемента неоднозначно. На­пример, свободные оксиды кальция и магния ухудшают качест­во цемента, так как они гидратируются значительно медленнее, чем основные соединения клинкера. Это приводит к появлению внутренних напряжений в затвердевшем цементном камне. Двуоксид титана повышает прочность цементного камня, а фос­форные соединения — сроки схватывания при нормальных усло­виях.

Все это свидетельствует о том, что исходные свойства одного и того же цемента будут колебаться и их можно характеризо­вать лишь какими-то пределами. Поэтому в технической лите­ратуре, когда хотят дополнительно уточнить свойства цемента, называют завод-изготовитель. Качество цемента характеризует­ся маркой, численно совпадающей со значением предела проч­ности при сжатии образцов цементного камня, полученных из смеси цемента с песком состава 1:3, через 28 сут твердения.

Плотность тампонажного портландцемента колеблется от 3 до 3,2 г/см3, насыпная масса в рыхлом состоянии около 1,2 г/см3.

Фракционный состав обычных портландцементов примерно следующий: 30—45% частиц размером 10 мкм; 10—20% разме­ром 10—20 мкм; 10—20% размером 20—30 мкм; 10—20% раз­мером 30—50 мкм; 10—25% размером 50 мкм. На свойства це­мента наибольшее влияние оказывают самые тонкие фракции. Удельная поверхность обыкновенного портландцемента 2800— 3500 м2/кг.

В зависимости от температуры испытания и применения там­понажный цемент делится на три класса: цемент для «холод­ных» скважин (ХЦ) с температурой испытания 22±2 °С, це­мент для «горячих» скважин (ГЦ) с температурой испытания 75±3 °С, цемент для «высокотемпературных» скважин (ВЦ), ко­торый в свою очередь делится на несколько групп в зависимости от температуры испытания и давления;  ВЦА — t=100±3°С и р = 30÷50 МПа; ВЦБ—t=125±3 °С и p = 30÷50 МПа; ВЦВ — t=150±3°С и р = 40÷60 МПа; ВЦГ - t=200±3°С и p = 50÷100 МПа.

Тампонажные цементы обычно поставляют в плотных бу­мажных мешках. Однако несмотря на это, при длительном хра­нении активность цемента снижается, ухудшаются и характери­стики цементного камня. Это происходит вследствие гидрата­ции наиболее мелких частиц за счет влаги воздуха-

Промышленностью выпускаются следующие разновидности портландцемента (ГОСТ 10178—76).

Быстротвердеющий портландцемент отличается интенсивным твердением в начальный период вследствие более тонкого по­мола и повышенного содержания двухкальциевого и трехкаль-циевого силикатов. Удельная поверхность его свыше3500 м2/кг.

Гидрофобный портландцемент дольше сохраняет свои свой­ства при длительном хранении за счет добавок при помоле гид-рофобизирующих поверхностно-активных веществ, образующих на зернах цемента водоотталкивающую пленку.

Пластифицированный портландцемент изготовляется путем введения в обычный портландцемент гидрофильной пластифици­рующей поверхностно-активной добавки, придаёт растворам по­вышенную подвижность, а камню —повышенную морозостой­кость. Сроки схватывания раствора из такого цемента замед­ленные.

Сульфатостойкий портландцемент отличается повышенной стойкостью к коррозии. В клинкере сульфатостойкого портланд­цемента ограничивается содержание C3S и С3А, не допускаются добавки, кроме гипса. Этот цемент обладает по сравнению с обычным повышенной сульфатостойкостью.

Пуццолановый портландцемент содержит значительноеко­личество минеральных добавок и имеет ограниченное содержа­ние СзА в клинкере (до 8%). Вследствие легкой размалываемости  и тонкопористой структуры большинства добавок он имеет большую удельную поверхность.

Глиноземистый цемент состоит из 40% глинозёма, 40% окси­да кальция, 10% оксида кремния, а также оксида (или закиси) железа и других соединений. Цементный камень из глиноземи­стого цемента характеризуется большей прочностью и водоне­проницаемостью по сравнению с портландцементом. Этот це­мент вследствие повышенной стоимости применяется обычно в смеси с портландцементом (1:5 или 1 :4) как компонент, уско­ряющий схватывание.

Известково-кремнеземистый цемент представляет собой смесь гашеной извести с кварцевым песком различно дисперсности или с тонкодисперсным кремнеземом (диатомиом, трепелом, опокой). Он применяется при повышенных температурах в сква­жинах, характеризуется быстрым схватыванием и низкой водо-удерживающей способностью.

Цементы на основе металлургических шлаков состоят из оксидов получаемого металла и его примесей, соединений пу­стой породы, футеровки печей, флюсов, золы топлива, а также специальных добавок для регулирования свойств шлаков. По химическому составу многие шлаки близки к вяжущим вещест­вам, но отличаются пониженным по сравнению с портландце­ментом содержанием оксида кальция.

Активные шлаки после помола дают цементы, позволяющие получить растворы со сроками схватывания до 2 ч. Однако, как правило, шлаковые цементы недостаточно активны и их исполь­зуют в смеси с портландцементом, который играет роль интен-сификатора схватывания и твердения. Шлаковые цементы, осо­бенно активные, очень чувствительны к условиям и срокам хране­ния. Продолжительность хранения шлакового цемента приводит к увеличению сроков схватывания тампонажных растворов и их вязкости.

Камень из шлаковых цементов обладает более высокой проч­ностью и большей коррозионной стойкостью в пластовых водах, чем камень из портландцемента.

Более распространены шлаковые цементы как добавки к другим цементам и вяжущим веществам: шлакопортландцемен-ты, сульфатно-шлаковый цемент, известково-шлаковый цемент и др.

Большое распространение получил гипсоглиноземистый це­мент, который представляет собой продукт совместного помола высокоглиноземистых шлаков и двуводного гипса в соотноше­нии 7:3. Гипсоглиноземистый цемент расширяется при тверде­нии в воде, не дает усадки или слегка расширяется при твер­дении на воздухе, имеет повышенную коррозионную устойчи­вость, сроки схватывания его понижены. Он широко применяет­ся при борьбе с поглощениями промывочной жидкости.

 

 


Гипс и глина как тампонажный материалы

 

В качестве самостоятельного тампонажного материала ис­пользуется высокопрочный гипс, представляющий собой полу­гидрат CaSO4•0,5H2O, отличающийся от строительного гипса лишь способом  производства.  Плотность гипса 2,6—2,75 г/см3.

Твердение гипса при затворении порошка водой происходит в результате химической реакции

2СаSО4•0,5Н2О + ЗН2О = 2CaSO4•2H2O.

Гипс — быстросхватывающееся вяжущее вещество, поэтому при использовании его в качестве основного материала в рас­твор необходимо вводить замедлители схватывания. Скорость схватывания гипса возрастает при повышении температуры до 50 °С. При дальнейшем повышении температуры сроки схваты­вания удлиняются, а при 80—90 °С гипсовый раствор не схва­тывается.

Механическая прочность на изгиб камня из гипсового раство­ра уже через 3—5 ч достигает 2,5—3 МПа. Одна из важнейших особенностей гипсового камня —его низкая водостойкость. В ре­зультате растворения в воде двуводного сульфата кальция проч­ность гипсового камня быстро снижается вплоть до полного раз­рушения. Если вода содержит соли, повышающие раствори­мость CaSO4 (например NaCl), то прочность гипсового камня снижается быстрее.

 

Глина как тампонажный материал

 

Требования к качеству глины как добавки к компоненту там­понажной смеси определяются назначением смеси. Практически используются все разновидности глин, вплоть до суглинков. Можно выделить несколько функций глины в тампонажных сме­сях.

1.   Облегчающая добавка. Наличие глины в смеси всегда тре­бует повышенных количеств воды для затворения, что приводитк уменьшению плотности раствора.

2.   Структурирующая добавка. Даже небольшие добавки гли­ны приводят к увеличению реологических параметров раствора,повышают    его    седиментационную    устойчивость,    показатель
фильтрации. Чем выше качество глины, тем активнее она выпол­няет эти функции и тем меньшее количество ее вводится.

3.   Основной компонент тампонажного раствора (в соляро-бентонитовых смесях, глиноцементных растворах и др.). Здесьтакже предпочтительны высококачественные глины.

4.  Дешевый наполнитель, сокращающий расход цемента при больших объемах тампонирования   (например, при ликвидаци­онном тампонировании). Здесь используются самые низкие сор­та глины и суглинки.

Добавки глины уменьшают прочность тампонажного камня и его устойчивость в минерализованных подземных водах и при повышенных температурах.

 

 


СИНТЕТИЧЕСКИЕ СМОЛЫ И ОТВЕРДИТЕЛИ

 

Смолы представляют собой высокомолекулярные органиче­ские вещества — полимеры. Молекулы полимеров могут иметь относительную молекулярную массу, измеряемую миллионами единиц, и соединять сотни тысяч атомов. Размеры молекул обус­ловливают различные качества синтетических смол и продуктов их твердения. С увеличением относительной молекулярной мас­сы растет прочность вещества в твердом состоянии, повышается температура плавления, снижается растворимость. Большинство органических полимеров имеют низкую теплостойкость, не пре­вышающую, как правило, 100 °С.

Получение синтетических смол сводится к превращению ис­ходных низкомолекулярных   веществ    в    высокомолекулярные.

При этом может протекать реакция полимеризации или поли­конденсации. Полимеризация представляет собой процесс соединения большого числа молекул низкомолекулярных ве­ществ в одну большую макромолекулу высокомолекулярного ве­щества. Поликонденсация — это процесс образования вы­сокомолекулярного вещества, происходящий с выделением по­бочных продуктов: воды, аммиака, хлористого водорода и др. Полимеризация сопровождается уменьшением объема полиме-ризующейся массы вследствие замены межмолекулярных связей межатомными. Потеря объема при твердении в процессе поли­меризации 100% смолы может доходить до 10—12%, при раз­бавлении водой усадка увеличивается.

Характер изменения объема при твердении зависит от усло­вий: твердение на воздухе, как правило, увеличивает усадку.

Исходные смолы характеризуются составом, условной вяз­костью, определяемой по времени истечения на вискозиметре ВЗ-4, величиной рН. Тампонажный камень характеризуется внешним видом и пределами прочности на сжатие, разрыв и изгиб.

Применяются карбамидные смолы — продукты конденсации мочевины (или тиомочевины) с формальдегидом; феноло-фор-мальдегидные cмолы — продукты конденсации альдегидов (глав­ным образом формальдегидов) с фенолами; синтетические по­лимеры на основе полиакриламида и гидролизованного полиак-рилонитрила (гипана): алкилрезорциновые смолы.

Наиболее распространены карбамидные смолы: мочевино-формальдегидные (МФ-17, МФ-60, М-270, М-19-62), меламино-мочевино-формальдегидные (ММФ-50), мочевино-формальдегид-но-фурфурольные (МФФ-М). Эти смолы представляют собой жидкости от белого до темно-коричневого цвета плотностью 1,17—1,5 г/см3. Прочность камня довольно высока: при сжатии до 250 МПа, при разрыве до 100 МПа, при изгибе до 120 МПа.

В качестве отвердителей таких смол используются органиче­ские или минеральные кислоты — щавелевая, реже лимонная, соляная, фосфорная, а также соли — хлорное железо, хлорный цинк, хлористый аммоний. Наиболее широко применяется соля­ная и щавелевая кислоты. Как правило, их добавляют в виде водного раствора, хотя щавелевую кислоту можно использовать и в сухом виде. Концентрация соляной кислоты в водном рас­творе из соображений безопасности не должна быть более 10%. Все это необходимо учитывать при выборе соотношения компо­нентов в рабочем растворе, так как общее содержание воды не должно быть более 50%. Щавелевая кислота — более безопас­ный отвердитель, чем соляная кислота, но тоже токсична. При ее введении растягивается начало твердения, вследствие этого смещается и конец твердения.

Мочевино-формальдегидные смолы изменяют свои свойства и свойства конечного продукта при длительном хранении. Наиболее стабильна в этом отношении меламино-мочевино-формаль-дегидная смола ММФ-50.

Феноло-формальдегидные смолы — продукты конденсации фенолов с формальдегидом. Они отверждаются как в кислой, так и в щелочной средах, в зависимости от соотношения коли­честв фенола и формалина и величины рН среды могут образо­вываться и термопластичные, и термореактивные системы.

Фенолы представляют собой продукты сланцевой химии. На основе фенолов известны резорцино-формальдегидная смола ФР-12; смесь сланцевых водорастворимых фенолов с этиловым спиртом ФРЭС; состав ТДС-9, представляющий смесь сланце­вых водорастворимых фенолов, этилового спирта, раствора ед­кого натра и пластификатора (диэтиленгликоля); состав ТС-10, смесь так называемых суммарных сланцевых фенолов и т. д.

Рабочий раствор ФРЭС — это смесь продукта ФРЭС с 37% формалина в отношении 1:0,7. Время начала твердения — 180 мин.

Рабочий раствор ТСД-9 готовится смешиванием исходного продукта с водой и формалином в отношении 1 : 0,3 : 0,7. Начало твердения наступает через 3—4,5 ч. Реже в качестве отвердите-ля используется параформ.

Применяются и другие смолы, в частности резольная строи­тельная смола ФРВ-1А. Она может содержать 1% алюминиево­го порошка, который реагирует как с кислотами, так и со щело­чами с выделением водорода. При взаимодействии с отвердите-лем объем состава увеличивается в 10—15 раз.

Все большее применение получают эпоксидные смолы. В от­личие от других смол они обладают значительными преимущест­вами: продукт твердения стоек к агрессивным воздействиям вы­сокоминерализованных вод, имеет высокие физико-механиче­ские свойства, не дает усадки, не выделяет летучих, обладает хорошей адгезией. Отвердители эпоксидных смол — многооснов­ные карбоновые кислоты, ангидриты кислот (фталевый ангид­рит, малеиновый ангидрит), полиамины, диамины (гексамети-лендиамин), карбамидные смолы.

Наиболее распространены диановые эпоксидные смолы ЭД-5 и ЭД-6, которые получаются путем поликонденсации эпихлор-гидрина и дифенолов в присутствии щелочи. По внешнему виду они представляют собой прозрачную жидкость от светло-желто­го до коричневого цвета.

 

 

 


СИНТЕТИЧЕСКИЙ ЛАТЕКС

 

Синтетический латекс — многокомпонентная система, полу­чаемая путем эмульсионной полимеризации. Это молочно-белая жидкость плотностью 0,96—0,97 г/см3 с содержанием воды до 56%. и каучука до 37%. Кроме того, в ее состав входят 2—2,7% белков, 1,6—3,4% смол; 1,5—4,2% сахара и 0,2—0,7% золы. Каучук в латексе находится в виде отрицательно заряженных clip_image078взвешенных глобул, размеры которых колеблются от 0,1 до 6 мкм. На поверхности частиц каучука находится адсорбцион­ный слой поверхностно-активных веществ (белков, жирных кис­лот и др.), препятствующий коагуляции и обеспечивающий ус­тойчивость латекса.

Латекс обладает также способностью самопроизвольно коа­гулировать. Особенно быстро коагуляция происходит иод дей­ствием тепла. Поэтому его следует хранить в закрытом холод­ном помещении. В углеводородной среде латекс не коагулирует. Он применяется главным образом для борьбы с поглощением. Используются следующие марки латексов с высокой концентра­цией сухого    вещества     (50—60%): СКС-50КГП, СКС-300Х, СКС-С.

Латекс коагулирует при смешивании с раствором солей двух- и трехвалентных металлов, в результате чего образуется эластичная и плотная каучуковая масса, закупоривающая ка­налы фильтрации. Для увеличения прочности тампонов в ла­текс добавляют до 15% лигнина. Чаще применяются малокон-центрированные латексы (МКЛ) с содержанием сухого вещест­ва 25—30%. Их марки: ДВХВ-70, ДМВП-100, СКМС-ЗОАРК. Латексы МКЛ менее дефицитны и примерно в 2 раза дешевле высококонцентрированных. Основной коагулятор латексов — раствор хлористого кальция в концентрации не менее 3%, хотя используются соли других двух- или трехвалентных металлов. Скорость коагуляции регулируется концентрацией хлористого кальция.

§ 4. БИТУМЫ

Битумы применяются в чистом виде и в тампонажных со­ставах для борьбы с поглощениями промывочных жидкостей. Они могут быть нефтяными и природными, делятся на твердые, полутвердые и жидкие. Нефтяные битумы получаются в резуль­тате переработки нефти. По химическому составу это высокомо­лекулярные органические соединения. Их состав и свойства оп­ределяются образующими компонентами: маслами, смолами, асфальтенами, карбенами, карбоидами, парафинами, асфальто-геновыми кислотами, ангидридами асфальтогеновых кислот.

Битумы и битумные смеси используются в расплавленном виде. Остывая в каналах поглощения, они затвердевают и на­дежно изолируют проницаемую зону от ствола скважины. Одна-ко чистые битумы — вязкие тела и текут (расплываются) под действием перепада давления в скважине даже в твердом виде. Кроме того, они плохо разбуриваются, налипают на породораз-рушающий инструмент. Чем меньше твердость и хрупкость би­тума, тем в большей мере проявляются эти отрицательные свой­ства. Лучшими тампонирующими и технологическими свойства­ми обладают битумные смеси — битумы с добавками парафина, цемента, песка, глины и т. д.

 

ЖИДКОСТИ ЗАТВОРЕНИЯ

 

Дисперсионной средой тампонажных растворов служат прес­ная и минерализованная воды, реже — углеводородные жидко­сти. Наиболее широко применяется пресная вода. Каких-либо особых требований к ней не предъявляется. Минерализованные воды используются при затворении цементных растворов, пред­назначенных для тампонирования соленосных отложений.

Тампонажные смеси на концентрированных растворах солей предупреждают выщелачивание соли со стенок скважины и су­щественно не ухудшают своих свойств при попадании в них со­лей. Консистенция цементных составов, затворенных на раство­рах солей, намного ниже, чем затворенных на пресной воде. Сроки схватывания изменяются в зависимости от вида и концен­трации соли. Применяются растворы NaCl, MgCl2, карналлита (KClMgCl2•6H2O) вплоть до насыщенных.

Тампонажные растворы на минерализованной воде имеют по­вышенные плотность и прочность цементного камня. Коррозион­ная стойкость их ухудшается. Минерализованная вода рекомен­дуется в качестве жидкости затворения и для тампонажных рас­творов, применяемых в многолетнемерзлых породах. Причем подбирается соль, одновременно существенно сокращающая сроки схватывания.

В качестве дисперсионной среды тампонажных растворов ограниченно используются углеводородные жидкости. Это в ос­новном дизельное топливо и нефть (в солярно-бентонитовых смесях, нефтецементных растворах).

 

 

 


ДОБАВКИ

 

Кремнеземистые облегчающие добавки в количестве 25% и больше вводят в цементные растворы. К этой группе добавок, состоящих главным образом из SiO2 в аморфном состоянии, относятся диатомит, трепел, опока, селикагель и др. Наиболее существенное свойство кремнеземистых облегчающих добавок — их благоприятное влияние на количество и состав связующего вещества цементного камня. Растворы с этими добавками обла­дают ускоренными сроками схватывания, особенно при повы­шенных температурах. Коррозионная стойкость тампонажного камня в кислых и сульфатных водах также повышенная.

Измельченные облегчающие добавки вулканического проис­хождения (вспученный перлит, пемза, вулканические пеплы, туфы); карбонатные (мел и известняк); добавки органического происхождения (пластмассы, каменный уголь, гильсонит и т. п.); облегчающие добавки из промышленных отходов (пыле­видные топливные золы, пыль электрофильтров) получили меньшее распространение.

Утяжелители добавляют к тампонажным растворам для по­лучения более высокой плотности их. В качестве утяжеляющих добавок применяются кварцевые и магнетитовые пески, состоя­щие из кварца и диспергированного магнетита, без предвари­тельного их измельчения. При этом плотность раствора можно увеличить до 2,2—2,4 г/см3.

Для получения более высокой плотности раствора использу­ются порошкообразные материалы, применяемые также для утяжеления промывочных жидкостей: барит, гематит, магне­тит. Для цементных растворов утяжеляющая способность этих материалов зависит не только от их плотности, но и от удель­ной поверхности порошка. Увеличение тонкости помола утяже­лителя сопряжено с повышением количества воды, потребляемой для смачивания зерен (в противном случае раствор теряет теку­честь). Увеличение объема воды как легкого компонента рас­твора ведет к понижению его плотности. Но введение в раствор грубодисперсных утяжелителей может вызвать их седимента­цию, которая приводит к серьезным осложнениям при цементи­ровании.

Песок вводится в большинстве случаев в немолотом виде, однако для получения цементно-песчаных смесей низкой плот­ности при высоких температурах и давлении помол песка обя­зателен. В ряде случаев, особенно при получении шлаковых це­ментов, песок добавляется в клинкер при помоле. Поэтому ниж­няя граница размеров частиц песка не ограничивается.

Для введения в тампонажные составы предпочтительны квар­цевые пески. Полевошпатовые пески нежелательно применять в связи с их пониженной стойкостью в водах, содержащих угле­кислоту. Желательно добавлять чистый кварцевый песок, одна­ко присутствие глины в небольшом количестве не способствует снижению механической прочности и повышает плотность кам­ня. В то же время наличие глины в песке требует увеличенного количества воды при затворении тампонажного раствора.

Высокое содержание крупных фракций нежелательно, так как они могут осаждаться уже в процессе приготовления тампо­нажного раствора. Для кварцевого песка плотностью 2,6 г/см3 допустимый размер зерен — 0,7 мм, для кварцево-железистых — 0,3—0,4 мм.

При добавках песка сокращается расход цемента, повышают­ся коррозионная и термоустойчивость тампонажного камня, сохраняется и в ряде случаев возрастает его прочность. Сроки схватывания раствора при введении немолотого песка увеличи­ваются, с повышением тонкости помола кварцевого песка растет его удельная поверхность и, следовательно, активность, что при­водит к сокращению сроков схватывания, особенно при повы­шенных температурах.

Наполнители (закупоривающие материалы) применяются в тампонажных смесях, используемых для борьбы с поглощения­ми промывочной жидкости. Это те же наполнители, что и для промывочных жидкостей, концентрация их составляет 25— 50 кг/м3. Наиболее    эффективные    материалы — хлопьевидные (пластинчатые), такие, как целлофан, слюда, обрезки хлорви­ниловой пленки с размерами частиц до 5 мм, а также комбина­ции хлопьевидных и зернистых. Наполнители ухудшают проч­ностные характеристики тампонажного камня.

 

 

 


МАТЕРИАЛЫ ДЛЯ РЕГУЛИРОВАНИЯ СВОЙСТВ ТАМПОНАЖНЫХ  РАСТВОРОВ

 

Свойства тампонажных растворов регулируют с помощью следующих материалов: ускорителей сроков схватывания, за­медлителей сроков схватывания, пластификаторов, понизителей водоотдачи.

Ускорители сроков схватывания — это в основном электро­литы и такие вяжущие, как гипс и глиноземистый цемент. Меха­низм действия электролитов на растворы из цементов сложен и пока не установлен. Имеются попытки объяснить действие солей влиянием их на растворимость глинозема. Часто эффект воздей­ствия определяется количеством применяемого электролита: при некоторых концентрациях соль выступает в роли замедлителя сроков схватывания. На характер действия электролитов влияют условия обработки, состав цемента, состав и количество приме­сей и др.

Хлористый кальций СаС12 — наиболее распространен­ный ускоритель сроков схватывания, вводится в количестве до 5%, а в тампонажных смесях и пастах — до 15%. В больших концентрациях снижает долговечность тампонажного камня и усиливает коррозию обсадных труб. При повышении концен­трации хлористого кальция увеличиваются вязкостные свойства цементных растворов.

Хлористый калий КСl вводится в количестве 3—4%, повышает реологические свойства тампонажных растворов.

Силикат натрия (жидкое стекло) добавляется в коли­чествах до 15%, сильный ускоритель, но степень воздействия его на раствор зависит от модуля. Он интенсивно повышает рео­логические показатели раствора.

Карбонат калия (поташ) К2СО3 — бесцветное кристал­лическое вещество плотностью 2,3—2,4 г/см3, хорошо растворя­ется в воде, вводится в количестве до 5%. Он применяется для ускорения схватывания растворов при отрицательных и низких положительных температурах. В быстросхватывающихся сме­сях концентрация его может доходить до 12%.

Хлористый натрийNaCl ускоряет схватывание и твер­дение растворов при дозировках до 5%. При этом улучшаются подвижность тампонажного раствора, сцепление его со стенка­ми скважины, сложенными галогенными и глинистыми порода­ми. Хлористый натрий используется также для снижения тем­пературы замерзания растворов, но дозировка его в этом слу­чае повышается. При добавке выше 10% NaCl выступает как замедлитель схватывания раствора.

Кальцинированная сода — сильный ускоритель для малоактивных цементов. Дозировка ее составляет менее 5%. Она применяется также в растворах, предназначенных для ис­пользования при низких положительных температурах.

Аскарит получают путем смешивания асбеста с NaOHпри температуре 200 °С. Это сильный ускоритель схватывания и твердения цементно-бентонитовых смесей, дозировка его — до 2%.

Применяются также и другие ускорители схватывания там­понажных растворов, такие, как щелочи, алюминат натрия, хло­ристый алюминий. Все ускорители схватывания вводят с водой затворения. Это требует оперативного использования приготов­ленных тампонажных растворов.

Замедлители сроковсхватывания используются в растворах, предназначенных для цементирования глубоких или высокотемпературных скважин. Для этого применяются как электролиты, так и органические вещества. Последние в боль­шинстве своем обладают пластифицирующими свойствами, сни­жают водоотдачу.

Механизм действия замедлителей схватывания растворов также изучен слабо. Большинство замедлителей — гидрофили-зирующие поверхностно-активные вещества. Эффект замедле­ния схватывания раствора связан с адсорбционными явлениями на поверхности раздела твердой и жидкой фаз. Замедлители схватывания адсорбируются на зародышах новообразований в тампонажном растворе, препятствует их росту и участию в кристаллизационном структурообразовании.

Пластификаторы используются для повышения текучести растворов. Наибольшее распространение получили: сульфит-спиртовая барда — дозировка до 1,5%; концентриро­ванная сульфит-спиртовая барда — дозировка до 1%; активированныйгидролизныйлигнин —до­зировка до 1%; полифенол лесохимический — дози­ровка до 0,3%; игетан — дозировка до 2%; сульфонол (рекомендуется для цементных растворов на основе глиноземи­стого цемента)—дозировка до 1%. Все они вводятся с водой затворения.

Понизители водоотдачи являются стабилизаторами дисперс­ных систем и вследствие этого снижают водоотдачу.

Бентонитовая глина применяется главным образом в цементных растворах, содержащих грубодисперсные добавки, в количестве 5—10% от массы цемента; понижает водоотдачу в 3—4 раза.

Полиакриламид — один из активных реагентов, дози­ровка его до 0,3%, при этом водоотдача понижается в 10— 30 раз. Введение ПАА сопровождается ростом вязкости раство­ра, поэтому он применяется совместно с кальцинированной со­дой (до З%) или бихроматами (до 1%).

Гипан применяется для снижения водоотдачи обычных це­ментных и гельцементных растворов. Дозировка его составляет 1,5%, он понижает водоотдачу в 2—5 раз.

Карбоксиметилцеллюлоза снижает водоотдачу (в 3—4 раза) обычных цементных растворов, а также раство­ров с облегченными добавками и шлаками; дозировка ее состав­ляет 1,5%.

Конденсированная сульфит-спиртовая бар­да применяется для снижения водоотдачи обычных цементных и шлаковых растворов, дозировка ее составляет 2%, она снижа­ет водоотдачу в 5—7 раз, увеличивает прочность связи цемент­ного камня с металлом. Аналогичным образом действует ССБ.

Нитролигнин понижает водоотдачу цементных растворов в высокотемпературных скважинах, дозировка его до 1,5%, он снижает водоотдачу в 4—5 раз.

К - 4 добавляют для снижения водоотдачи обычных цемент­ных растворов, дозировка его до 2%, он снижает водоотдачу в 100 раз, одновременно уменьшается вязкость раствора.

Применяются комбинации реагентов. Все они вводятся с во­дой затворения.

 

 

 

 


ТАМПОНАЖНЫЕ СМЕСИ НА ОСНОВЕ ЦЕМЕНТОВ

 

Это — твердеющие дисперсные системы, простейшие из кото­рых представляют собой смесь цемента и воды. Свойства раство­ров и тампонажного камня регулируются в широких пределах применением всех перечисленных выше добавок и реагентов. Вид и количество добавок определяют часто не только свойства раствора и особенности его поведения в тех или иных условиях, но и название. При добавке полимеров цементные растворы на­зываются полимерцементными. Иногда в названии отражается и вид полимера, например метасоцементный раствор, полиакрил-амидцементный раствор и т. д.

При введении глины цементные растворы могут называться гельцементными, глиноцементными. В то же время небольшие добавки глины, используемые для повышения седиментационной устойчивости цементных растворов и снижения водоотдачи, могут и не отразиться в названии. Цементный раствор с добавкой активного ускорителя схватывания, например жидкого стекла, может называться быстросхватывающейся смесью, Такое же на­звание может иметь и тампонажный раствор другого состава. Все это приводит к неоправданному многообразию названий це­ментных растворов и затрудняет их классификацию.

Особенность цементных растворов — их необратимое затвер­девание в результате сложных физико-химических превращений при взаимодействии цемента с водой затворения.

 

Образование цементного камня.  Контракция

 

Образование тампонажного камня из растворов на основе цементов связано с образованием трехкальциевого гидроалюми­ната. Процесс этот происходит условно в два этапа.

В начальный момент затворения цемент эффективно взаимо­действует с водой. Мельчайшие частицы его растворяются, бо­лее крупные гидратируются с растворением вещества поверх­ности. Затем наступает период замедления этих реакций. В это время цементный раствор представляет собой пластическую мас­су. На поверхности частичек образуются сольватные оболочки и положительные электрические заряды, между ними возникают силы отталкивания. Наряду с этим зерна цемента в массе рас­твора настолько сконцентрированы, что между ними возникают силы взаимного притяжения. Так как на острых краях цемент­ных зерен толщина сольватной оболочки меньше, чем на осталь­ных участках поверхности, то плотность электрического заряда здесь меньше и, следовательно, меньше сила отталкивания. Од­новременно в результате химического взаимодействия состав­ляющих цемента появляются гидратные новообразования. В си­стеме образуется коагуляционная структура. Завершается пер­вый этап (индукционный).

Пластическая прочность структуры к этому моменту низка, темп нарастания ее медленный и зависит от связывания воды, степени диспергирования цемента в воде и накапливания гидратных новообразований. Такая система тиксотропна, связи между частицами в ней обеспечиваются через гидратные обо­лочки и поэтому слабы. После механического разрушения си­стемы эти связи восстанавливаются. Разрушение структуры (на­пример, в процессе перемешивания) не приводит к вредным по­следствиям.

Второй этап характеризуется возникновением и развитием кристаллизационной структуры трехкальциевого гидроалюмина­та ЗСаО•А12О3•6Н2О, который кристаллизуется в кубической сингонии. Поверхность и объем частиц увеличиваются настоль­ко, что возникают молекулярные связи между ними. Этот про­цесс сопровождается интенсивным нарастанием прочности структуры. Связь между частицами здесь отличается высокой прочностью и необратимым характером разрушения. Разруше­ние структуры на этом этапе приводит к уничтожению контак­тов срастания и резкому снижению прочности. Если перемешать раствор в достаточно поздний период твердения, то тампонаж­ный камень может вообще не образоваться.

Длительность каждого этапа и скорость перехода первого этапа во второй обусловлены скоростью накапливания гидратных новообразований, которая зависит от водоцементного отно­шения, качества цемента и воды затворения, наличия добавок и реагентов, условий приготовления и цементирования.

Состав и свойства цемента, как уже отмечалось, определя­ются соотношением составляющих минералов. Характер накап-ливания гидратных новообразований зависит во многом от ско­рости гидратации. Многочисленные исследования показали, что чистые цементообразующие минералы по скорости гидратации располагаются в следующем порядке  (в сторону уменьшения): 

 

clip_image080

 

Так как процесс цементирования сопровождается непрерыв­ным перемешиванием цементного раствора, очень важно качест­во схватывания раствора в таких условиях. Во многом процесс схватывания зависит от того, в какой период твердения нача­лось перемешивание, с какой скоростью и как долго оно проис­ходит.

Если перемешивание продолжается достаточно долго, то схватывание может не наступить. Прореагировав, цементный раствор превратится в землистую рыхлую массу. Если переме­шивание прекращается во время индукционного периода, то оно не препятствует схватыванию и не оказывает вредного влияния на свойства цементного камня. Напротив, он получается более плотным и прочным. При этом с увеличением длительности и интенсивности перемешивания в пределах этого периода поло­жительное влияние перемешивания на свойства камня возраста­ет. По П. А. Ребиндеру, это объясняется разрушением при пе­ремешивании возникающей в начальный период рыхлой и мало­прочной структуры, вместо которой образуется более плотная и прочная структура гидросиликатов кальция.

При постоянном перемешивании происходит непрерывное разрушение образующейся структуры с увеличением концентра­ции мельчайших частиц продуктов гидратации. Появление во все возрастающем количестве таких частиц с большой удельной поверхностью значительно интенсифицирует процесс структурообразования. В результате этого сопротивление перемешиванию постепенно возрастает. Если интенсивность перемешивания не­достаточна для полного разрушения структуры, то в некоторый момент происходит лавинное нарастание сопротивления. Время от затворения до этого момента называется временем загустевания. Продолжение перемешивания в последующий период приведет к необратимому разрушению структуры, а даже крат­ковременная остановка — к схватыванию раствора с полной по­терей подвижности.

В процессе цементирования загустевание раствора может привести к такому росту давления в нагнетательной линии, ко­торое превысит технические возможности бурового насоса, и он может остановиться, что приведет к практически мгновенному схватыванию цементного раствора в скважине и нагнетательной линии.

                     clip_image082

    Рис. 71. Кривые загустевания це­ментного раствора при 22 °С и ин­тенсивности перемешивания:

    1 — 15 об/мин; 2 — 60 об/мин

 

clip_image084

 

Рис.  72.   Зависимость   сроков   схва­тывания цементного раствора от тем­пературы а и давления б:

 1— начало    схватывания;    2 — конец   схва­тывания

 

Количественная оценка влияния перемешивания затруднена, так как воспроизвести при исследованиях все условия цементи­рования практически невозможно. Представление о характере изменения скорости загустевания раствора в процессе переме­шивания дают исследования на консистометрах  (рис. 71).

Повышение температуры интенсифицирует процессы, проис­ходящие в цементных растворах, в первую очередь вследствие усиления гидратации. Кроме того, изменяется растворимость минералов цемента в жидкой фазе, что увеличивает скорость роста гидратных новообразований. Влияние температуры на процесс схватывания цементного раствора с В/Ц = 0,4 показано на рис. 72, а.

Процесс схватывания значительно замедляется при низких, и особенно при отрицательных, температурах. Растворение в жидкой фазе цементного раствора продуктов гидратации и гид­ролиза соединений цемента понижает температуру ее замерза­ния и делает возможным твердение раствора при температурах несколько ниже нуля. Полностью гидратация прекращается при температуре около —10 °С.

Воздействие давления также сокращает сроки схватывания цементных растворов. Характер изменения сроков схватывания с ростом давления приведен на рис. 72, б.

Одновременное действие дав­ления и температуры еще более интенсифицирует процессы, про­исходящие при схватывании це­ментных растворов (рис. 73). 

Из сказанного выше следует, насколько сложно учесть сово­купное влияние факторов, опре­деляющих скорость превращения цементного раствора в камень, с тем чтобы правильно выбрать свойства раствора. В то же время задача эта чрезвычайно актуальна.

Превращение цементного рас­твора в камень сопровождается контракцией — сокращени­ем суммарного объема цемента и воды в процессе гидратации. Это обусловлено перестройкой кристаллических решеток исход­ных минералов клинкера из атомных в молекулярные при их гидратации. Различают физическую и химическую контрак­цию. Преобладает контракция, обусловленная в основном хи­мическими процессами.

Внешне контракция проявляется поглощением воды (или газа), находящейся в контакте с твердеющим цементным рас­твором. При полной гидратации цементных зерен поглощение прекратится. Максимальное количество поглощенной воды (контракция) составляет 7—9 мл на 100 г и зависит от актив­ности цемента. Чем выше активность цемента, тем выше конт­ракция. У высокоактивных цементов контракция через 28 сут твердения достигает 50—65% предельной и в дальнейшем ее интенсивность значительно понижается. Цементы низких марок к этому сроку имеют контракцию 30—40% от предельной.

При твердении цементных растворов находящиеся с ними в соприкосновении буровые растворы и их фильтрационные корки обезвоживаются, становятся трещиноватыми, пористыми. Это объясняет явление нарушения герметичности при удачном каза­лось бы цементировании. Поэтому при выборе свойств цемент­ного раствора и их регулировании необходимо считаться с воз­можными при этом характеристиками цементного камня.

 

 

 


Свойства цементных растворов и их регулирование

 

В практике бурения одна из исходных (обычно задаваемых) характеристик цементного раствора — водоцементное отноше­ние. В зависимости от геолого-технических условий и техноло­гии работ водоцементное отношение колеблется в пределах от 0,4 до 0,65. В указанных пределах цементные растворы подвиж­ны и удовлетворительно перекачиваются насосами.

В полевых условиях определяют плотность (или ею задают­ся), растекаемость, сроки схватывания, водоотдачу. В лабора­торных условиях дополнительно измеряют консистенцию и за-густевание при непрерывном перемешивании, структурную вяз­кость и динамическое напряжение сдвига, пластическую проч­ность (для гидравлических расчетов), седиментационную устой­чивость.

Для тампонажных растворов, состоящих только из воды и обычного портландцемента, нормальные свойства находятся в пределах: плотность 1,75—1,95 г/см3, растекаемость 18—25 см, сроки схватывания: начало — до 5,5 ч, конец схватывания — до 8 ч (при В/Ц = 0,4), водоотдача —до 300 см3. Консистенция 15 — 20 усл. ед., структурная вязкость 0,04—0,08 Па•с, динамическое напряжение сдвига 6—12 Па, седиментационная устойчивость до 2,5%.

Необходимо указать на свойство цементных растворов изме­нять свои параметры на контакте с промывочной жидкостью в скважине при цементировании. Особенно значительно меняются свойства на контакте с глинистыми растворами. При этом могут образоваться густые пасты, вязкость которых в десятки и сотни раз больше вязкости исходных компонентов, что приводит к увеличению давления при цементировании и ухудшению каче­ства работ. Величина зоны загустевания раствора определяется составом компонентов и условиями цементирования. По мере движения сгустившейся смеси наблюдается ее разжижение, скорость которого обусловлена составами цементного раствора и промывочной жидкости. Наименьшая скорость разжижения при наличии в растворах полимеров, наибольшая — в присутст­вии ПАВ и нефти.

Для оценки возможности и характера загустевания в сква­жине цементного раствора с промывочной жидкостью готовят наиболее густую смесь и определяют ее растекаемость. Если последняя менее 16—18 см, необходимо при возможности изме­нить состав цементного раствора, взять другой цемент, напри­мер шлаковый, или комбинировать другие компоненты. Если растекаемость увеличить не удалось, рекомендуется применять буферную жидкость для разделения цементного раствора и про­мывочной жидкости.

Все свойства цементных растворов в широких пределах ре­гулируются содержанием и составом твердой фазы. Использу­ются смеси цементов, добавки других вяжущих веществ, глин, химических реагентов, минеральных и органических наполни­телей. Добавки этих веществ изменяют и свойства цементного камня. Характер действия веществ, используемых для регулиро­вания свойств цементных растворов, остается в целом аналогич­ным и для других тампонажных составов, содержащих цемент в качестве составляющей твердой фазы.

Регулирование плотности цементного раствора заключается в уменьшении его плотности путем: 1) увеличения водоцементного отношения; 2) введения в раствор добавок, требующих по­вышенных количеств воды; 3) введения добавок (наполнителей), имеющих меньшую плотность, чем цемент; 4) аэрации. Утяжеление цементных растворов осуществляется введением утяжеляющих добавок.

Увеличением водоцементного отношения плотность цементно­го раствора может быть изменена в относительно небольших пределах, так как при этом резко ухудшается седиментацион­ная устойчивость, растут водоотдача и сроки схватывания. Так, при увеличении водоцементного отношения с 0,45 до 0,6 при плотности цемента 3,1 г/см3 плотность цементного раствора уменьшится всего на 0,17 г/см3.

Введение добавок, требующих повышенного содержания во­ды в растворе, позволяет регулировать плотность цементного раствора в более широких пределах, так как водоцементное от­ношение можно повысить до 0,8. В качестве таких добавок наи­более распространены глины, особенно высококачественные.

При помоле неорганических облегчающих добавок плотность цементного раствора может быть уменьшена до 1,3 г/см3. Орга­нические наполнители используются в основном как закупори­вающий материал при цементировании зон поглощений. Так как концентрация наполнителей в растворе невелика (до 5%), существенного понижения плотности при их введении добиться не удается.

Аэрация цементных растворов проводится при цементирова­нии поглощающих интервалов и реализуется компрессорным методом, путем взрыва заряда взрывчатого вещества в сква­жине в растворе, введением в раствор перед закачкой порошка алюминия. Аэрацией можно в широких пределах регулировать плотность цементных растворов.

Регулирование сроков схватывания цементных растворов за­ключается как в их уменьшении, так и в их увеличении. К со­кращению сроков схватывания стремятся при цементировании поглощающих зон, а также с целью уменьшения времени на ожидание затвердения цементного раствора в случаях, когда это не приводит к значительному уменьшению прочности цементно­го камня.

Замедлители схватывания приходится добавлять, когда есть опасение, что раствор начнет загустевать до окончания закачки. Это может быть обусловлено составом цементного раствора, а также повышенными температурой и давлением.

Увеличение содержания активной твердой фазы приводит к значительному уменьшению сроков схватывания. Однако воз­можности здесь ограничены, так как при этом резко возрастают реологические показатели, уменьшается растекаемость и раст­вор может оказаться непрокачиваемым.

В некоторых пределах можно уменьшать и увеличивать сро­ки схватывания, подбирая смеси цементов. Так, смеси портланд­цемента с глиноземистым, а особенно с гипсоглиноземистым, дают ускоренно схватывающиеся растворы, а добавки шлаковых цементов уменьшают сроки схватывания. Значительно снижают­ся сроки схватывания цементных растворов при добавках гипса (алебастра). При этом резко уменьшаются растекаемость и прочность цементного камня, особенно в начальный период твер­дения. Увеличивая содержание гипса, можно получить быстро-схватывающуюся смесь.

Регулирование водоотдачи обычно сводится к ее уменьше­нию, для чего используются добавки глины и органических ре­агентов. Повышенная водоотдача цементного раствора может привести к осложнениям в процессе цементирования, так как при обезвоживании состава ухудшается прокачиваемость рас­твора и растет давление в насосах.

Регулирование реологических показателей также заключа­ется в их снижении путем введения пластификаторов и реаген­тов-стабилизаторов. Эта задача особенно актуальна при исполь­зовании растворов с повышенным содержанием твердой фазы и уменьшенными сроками схватывания.

Регулирование коррозионной стойкости сводится к введению высокомолекулярных добавок (КМЦ, гипана, ПАА) в портланд-цементы, что уменьшает скорость выщелачивания извести. Шла­ковые цементы характеризуются низким содержанием извести, поэтому выщелачивание извести из них понижено. Для умень­шения сероводородной агрессии ограничивается содержание в цементе окислов железа, марганца и других металлов. Умень­шение до 5% трехкальциевого алюмината ограничивает суль­фатную агрессию.

В пластовых водах с высоким (более 1000 мг/л) содержани­ем ионов магния стойкость цементного камня повышается, если использовать смесь портландцемента и доменного шлака гру­бого помола в соотношении от 1 : 1 до 1 :3.

 Регулирование объемных изменений при твердении достига­ется добавками расширяющегося цемента и сводится к сохра­нению и некоторому увеличению объема цементного камня. Расширение цементного камня в процессе твердения способству­ет уплотнению глинистой корки на стенках скважины и повы­шению надежности герметичности затрубного пространства. Оп­тимальным считается расширение 1—2%.

 

 

 


Активация цементных растворов

 

Впоследнее время разрабатывают и начинают применять методы регулирования свойств цементных растворов путем до­полнительного воздействия на раствор (его активации). Раз­личают следующие методы активации: 1) вибрацию; 2) допол­нительное перемешивание (на поверхности и в скважине);3) ультразвуковое воздействие; 4) обработку электрическим разрядом; 5) обработку электрическим полем; 6) обработку магнитным  полем;  7)   магнитомеханическую обработку.

Сущность первых четырех методов активации сводится к до­полнительному диспергированию частиц цемента.

Сущность обработки электрическим полем сводится к сле­дующему. При наложении на цементный раствор знакоперемен­ного постоянного тока происходят электроосмос, электрофорез,  электролиз, поляризация и ориентация частиц. Эти явления су-щественно влияют на растворимость

минералов, скорость коагу­ляции и несколько изменяют свойства воды.

Действие магнитного поля связано со структурными изме­нениями в веществе, возникающими в результате ориентирую­щего или поляризующего действия магнитного поля. Структура, возникшая при перемещении воды в магнитном поле, не ста­бильна. В целом магнитная обработка сокращает сроки схваты­вания и увеличивает прочность цементного камня.

Магнитомеханическое воздействие сводится к обработке це­ментных растворов магнитным полем и ферромагнитными те­лами. При этом снижается водоотдача, несколько возрастают сроки схватывания, увеличивается прочность цементного камня. Активация позволяет получить цементные растворы удовлет­ворительного качества из лежалых цементов.

 

Приготовление цементных растворов

 

Небольшие объемы раствора готовят вручную или с по­мощью буровых насосов. Для получения больших количеств раствора применяют цементно-смесительные машины со смеси­тельными устройствами вакуумно-гидравлического типа. При бурении нефтяных и газовых скважин используют цементно-сме­сительные машины СМ-10, 2СМН-20, СПМ-20, 2АС-20 с бунке­ром вместимостью 10 и 20 т цемента.

Для разведочного бурения больше подходит цементно-смеси-тельная машина СМ-4М, предназначенная для транспортирова­ния сухого цемента на буровую установку и механизированного приготовления цементного раствора. Объем бункера 3 т цемен­та, производительность машины 6—10 л/с готового раствора. Всеоборудование смонтировано на шасси автомобиля ЗИЛ-131А высокой проходимости. Если буровые установки укомплектованы глиномешалками, последние также могут быть использованы для механического приготовления цементных рас­творов.

Необходимое количество сухого цемента qцв кг на 1 м3 це­ментного раствора с водоцементным отношением В/Ц вычисля­ется по следующей формуле: qц=pцрв/[рв+(В/Ц)pц].          (XII.1) 

Необходимый объем воды в м3 на 1 м3 цементного раствора υB =q(В/Ц)/pB.                          II.2)

 Плотность цементного раствора в кг/м3

clip_image089

или

clip_image091

Здесь рцр, рц , рв — плотность соответственно цементного рас­твора, цемента и воды, кг/м3.

Общее количество сухого цемента Qц в кг, требующееся для приготовления цементного раствора в объеме Vцр

Общий объем воды Vвв м3 для приготовления цементного раствора

Vв=υвVцр .                                                                                                    (XII.6)

При заданной плотности цементного раствора рц водоцемент-жое отношение

clip_image093

При сложной рецептуре цементного раствора, включающей дополнительно компоненты твердой и жидкой фазы, расчет ко­личества компонентов при заданном составе сухой смеси, соста­ве жидкости затворения и водоцементном (водотвердом) отно­шении выполняется следующим образом.

Требуемое количество сухой смеси в кг на 1 м3 цементного раствора

clip_image095

Здесь

clip_image097

где а1, а2,..., ап — массовые доли компонентов сухой смеси; р1, р2,..., рn — плотности компонентов.

clip_image099

где b1, b2 ,...,bjмассовые доли компонентов жидкости затво­рения; р'1, р'2,..., р'i — плотности компонентов жидкости затво­рения.

 

Требуемое количество компонентов сухой смеси    (в кг)    на 1 м3 раствора

clip_image101 

Требуемое количество жидкости затворения  {в кг)  на  1 м3 раствора

  υж = qс(B/T)                                                                                                   (XII.12).

Требуемое количество    компонентов    жидкости   затворения (в кг)

clip_image103

Плотность тампонажного раствора (в кг/м3pтр = qс+υж II.14)

По приведенным формулам вычисляют расход компонентов и при приготовлении других тампонажных составов, кроме син­тетических смол.

 

 

 


ГЕЛЬЦЕМЕНТНЫЕ РАСТВОРЫ

 

Гельцементы представляют собой цементные растворы с до­бавками глины, обычно бентонитовой. Содержание бентонита может доходить до 20% от массы цемента, менее качественные глины могут вводиться в большем количестве. Добавка глины загущает цементный раствор, дает возможность значительно по­высить водоцементное отношение (до 1) и снизить плотность. При этом удлиняются сроки схватывания, повышается прони­цаемость, снижается устойчивость цементного камня.

Гельцементные растворы применяют чаще всего для борьбы с поглощениями.

Они обладают ярко выраженной структурной вязкостью, минимальное значение которой 1,0—2 Па•с. С ростом темпера­туры наблюдается тенденция к повышению вязкости.

Свойства этих растворов дополнительно регулируются реа­гентами.

Глину в гельцемент вводят в виде порошка, однако в этом случае она плохо размешивается. Кроме того, с течением времени смесь очень быстро загустевает (до непрокачиваемости), так как непрерывно происходит процесс распускания глины в жидкой фазе. Свойства быстросхватывающихся гельцементов легче регулируются, если смесь готовится на глинистом раство­ре, в котором глинистая фаза распустилась полностью.

 

БЫСТРОСХВАТЫВАЮЩИЕСЯ СМЕСИ (БСС) И СУХИЕ СОСТАВЫ

 

Основной активный компонент быстросхватывающихся сме­сей— портландцемент. БСС применяют главным образом для борьбы с поглощениями и установки цементных мостов в сква­жине. Они могут быть получены следующим образом: 1) умень­шением водотвердого отношения с одновременным введением ускорителя схватывания; 2) введением активных добавок: гип­са, алебастра, гипсоглиноземистого и глиноземистого цементов и др.; 3)  комбинацией перечисленных выше способов.

В зависимости от соотношения твердой фазы, воды и уско­рителя схватывания консистенция БСС изменяется в широких пределах (вплоть до непрокачиваемости). Для повышения по­движности, с тем чтобы БСС можно было доставить в зону по­глощения закачкой через бурильные трубы, добавляют пласти­фикаторы.

Состав, консистенция и сроки схватывания БСС во многом определяются способом ее приготовления и доставки в скважи­ну. Консистенция БСС, приготовляемых на поверхности и за­качиваемых по бурильным трубам, до начала схватывания мо­жет быть такой, как у обычных цементных растворов. При до­ставке БСС в колонковых трубах, они могут иметь консистен­цию нерастекающейся пасты. При приготовлении БСС в сква­жине в специальных тампонажных устройствах или раздельной закачкой исходных компонентов можно получить мгновенно схватывающуюся смесь. Соответствующим образом подбирают компоненты и их концентрацию.

Водотвердое отношение БСС может составлять 0,25—0,35, особенно если их приготовляют в тампонажных устройствах. Уменьшение водотвердого отношения приводит к более активно­му действию ускорителей схватывания.

Наиболее широко распространены БСС с добавками але­бастра, гипса, извести, смесей цементов, жидкого стекла, хло­ристого кальция, синтетических смол с отвердителями и их ком­бинации. Добавки твердых активных компонентов достигают 20 - 25%, жидкого стекла — 10 - 16%, хлористого кальция — 4 - 6%,  синтетических смол с отвердителями — 20 - 25%.

Для примера можно привести несколько рецептур БСС на базе тампонажного портландцемента: 1) 1000 кг тампонажного цемента, 500 л воды, 150 кг глиноземистого цемента, начало схватывания 45 мин, конец—120 мин; 2) 1000 кг тампонажного цемента, 600 л воды, 100 кг    алебастра,    начало    схватывания 5 мин, конец — 35 мин; 3) 1000 кг тампонажного цемента, 450 л воды, 150 кг жидкого стекла, начало схватывания 1 мин, ко­нец— 15 мин и т. д.

Сухие тампонажные составы представляют собой смеси по­рошкообразных тампонажных материалов, которые опускают в скважину в водонепроницаемых контейнерах (полиэтиленовых мешках, цементных стаканах) и затворяют пластовой водой или промывочной жидкостью в процессе разрушения контейне­ров буровым инструментом. Использование сухих тампонажных составов получило название способа «сухого» тампонирования. Наиболее распространенные составы: 40—50% глиноземистого или активированного тампонажного цемента и 60—50% гипса или алебастра. Известны и полимерцементные составы, пред­ставляющие собой смесь цемента с порошкообразной смолой, например параформальдегидом и резорцином.

Сухие тампонажные составы применяют для изоляции тре­щиноватых поглощающих горизонтов.

 

 


НЕФТЕЦЕМЕНТНЫЕ РАСТВОРЫ

 

Нефтецементные растворы состоят из цемента и нефти или дизельного топлива в количестве 40—50% от массы цемента. Для повышения растекаемости такого раствора в него добавля­ют до 2% поверхностно-активных веществ: димера, крезола, нафтенафта кальция и др. При смешивании с водой нефтецементный раствор теряет подвижность и превращается в камень.

Углеводородная фракция вытесняется водой в процессе кон­такта с пластовыми водами и последующей диффузии. Так как твердение происходит при недостатке воды (20—25%), цемент­ный камень отличается высокой прочностью. Преимущество нефтецементного раствора — его несхватываемость при отсутст­вии воды, что позволяет безопасно доставлять раствор на боль­шие глубины.

Нефтецементные растворы применяют при цементировании скважин в условиях трещиноватых коллекторов, а также для ликвидации поглощений промывочной жидкости.

 

ЦЕМЕНТНО-ПЕСЧАНЫЕ СМЕСИ

 

Цементно-песчаные смеси применяют для разобщения про­ницаемых горизонтов в высокотемпературных скважинах, для борьбы с поглощениями промывочной жидкости, при ликвида­ционном тампонировании. При твердении в нормальных усло-виях эти смеси дают камень пониженной прочности, так как не­молотый (естественный) песок при небольших температурах иг­рает роль инертного наполнителя. Коррозионная стойкость камня несколько повышенная. С увеличением температуры твердения прочностные свойства и коррозионная стойкость камня возрастают.

Свойства смеси и тампонажного камня определяются водо-твердым отношением, качеством цемента, размерами частиц песка, соотношением массового состава цемента и песка. По­следнее в зависимости от назначения смеси может изменяться от 1 : 1 до 1 : 3. Увеличение дозировки песка требует понижения водотвердого отношения, которое может доходить до 0,25.

Цементно-песчаная смесь менее стабильна, чем цементные растворы, готовится вручную, а также с помощью цементно-смесительных машин.

 

ЦЕМЕНТНО-СУГЛИНИСТЫЕ СМЕСИ

 

Цементно-суглинистые смеси применяются ограниченно, глав­ным образом при ликвидационном тампонировании. При тверде­нии в нормальных условиях они дают камень с очень низкими прочностными характеристиками, но с удовлетворительной про­ницаемостью. Свойства смеси и камня определяются качеством цемента и суглинка, водоцементным фактором, отношением це­мента и суглинка, которое может доходить до 1:2. Водотвердое отношение зависит от качества суглинка, цемента и от их соот­ношения, оно изменяется от 0,5 до 0,8. Цементно-суглинистые смеси более стабильны, чем цементно-песчаные, но при том же водотвердом отношении прокачиваются хуже.

 

ГИПСОВЫЕ РАСТВОРЫ

 

Гипсовые растворы — быстросхватывающиеся составы, ис­пользуются для цементирования кондукторов и борьбы с погло­щениями промывочной жидкости. Их готовят обычно на поверх­ности. При водотвердом отношении, нормальном для цементных растворов (0,45—0,5), сроки схватывания гипсовых смесей из­меряются минутами, а растекаемость составляет 10—12 см. Для получения раствора с растекаемостью более 16 см водогипсовое отношение принимается не менее 0,65—0,7 и даже 0,9, при этом сроки схватывания остаются очень малыми (начало схватыва­ния до 20 мин). Гипсовый камень отличается довольно низкой прочностью и малой коррозионной стойкостью.

Гипсовые и гипсоцементные растворы могут затворяться на дизельном топливе, что делает их несхватывающимися вплоть до контакта с водой. Процесс вытеснения дизельного топлива и последующее твердение гипса протекают в скважине за 10— 12 мин.

 

ИЗВЕСТКОВЫЕ РАСТВОРЫ

 

Известковые растворы используются только с добавками, в основном пуццолановыми. Чаще всего в качестве наполнителя применяется песок, реже зола в соотношении от 1 :2 до 1:4. Такие растворы получили название известково-песчаных или известково-кремнеземистых. Известковые растворы применяются при борьбе с поглощениями (В/Т=0,4÷0,45), и для тампониро­вания глубоких высокотемпературных скважин (В/Т=0,5÷ 0,55).

Для повышения стабильности в них вводят небольшие ко­личества глинистого раствора. Известково-глинистые растворы содержат в качестве твердой фазы известь и бентонитовую гли­ну в соотношении от 1 : 5 до 1 : 3. Для повышения текучести в раствор с водой затворения вводят до 8% ССБ. Применяются и известково-песчаные растворы, содержание песка в которых до­ходит до 200%. Известковые растворы используются редко.

 

ТАМПОНАЖНЫЕ РАСТВОРЫ НА ОСНОВЕ ГЛИН

 

К тампонажным растворам на основе глин в первую очередь относятся глинистые растворы с повышенным содержанием твер­дой фазы и добавками структурообразователей, которые образу­ют в растворах нетвердеющие, но упрочняющиеся во времени коагуляционные структуры. Наиболее распространены в качест­ве структурирующих добавок цемент, жидкое стекло, гипс, але­бастр, а также их комбинации. Для улучшения тампонирующих свойств вводят наполнители. Свойства таких растворов регули­руются в широких пределах как содержанием глины в исход­ном глинистом растворе, так и видом и количеством структурообразователя.

Для нетвердеющих составов очень важно подобрать такую рецептуру, которая бы обеспечивала необходимый рост проч­ностных характеристик при упрочнении структуры раствора в трещинах и в то же время минимально сказывалась па всасы­вающих возможностях насосов. Не менее важны и реологиче­ские свойства, так как они определяют условия растекания рас­твора в трещинах и величину потерь давления в нагнетательной линии.

Основные характеристики тампонажных растворов на основе глин — плотность, растекаемость, статическое напряжение сдви­га, пластическая прочность и характер ее изменения во времени. Эти растворы применяются для борьбы с поглощениями.

 

 


Глиноцементные растворы

 

Глиноцементные растворы широко применяются вследствие технологичности приготовления и использования и простоты ре­гулирования свойств. Они представляют собой глинистый рас­твор со структурирующей добавкой, в качестве которой исполь­зуется тампонажный цемент или комбинация цемента с жидким стеклом.

Глиноцементные растворы при высоких структурно-механических и закупоривающих свойствах хорошо прокачиваются насо­сами, так как в поглощающую зону они нагнетаются в основном через бурильные трубы. По прочностным свойствам структуры и характеру нарастания прочности во времени они занимают промежуточное положение между глинистыми и цементными рас­творами.

Глиноцементные растворы, перекачиваемые насосом, тампо­нажного камня не дают, конечный продукт упрочнения — глино-подобная масса, надежно перекрывающая каналы ухода промы­вочной жидкости. В этом случае большое значение имеют уп­рочнение структуры раствора, структурообразование, стабилиза­ция.

По интенсивности воздействия структурирующих добавок на структурно-механические характеристики глиноцементных рас­творов глины располагаются в следующем порядке: бентонито­вые, иллитовые и каолиновые. Однако бентонитовые глины очень чувствительны к добавкам, вследствие чего сложно регулиро­вать структурно-механические свойства при сохранении прока-чиваемости растворов на базе бентонитовых глин. Поэтому для практики больше приемлемы менее качественные глины, колеба­ния свойств которых при отклонениях от рецептуры не столь чувствительны. Добавки цемента в глинистые растворы из као­линовых глин составляют (на 1 м3 исходного раствора) от 30 до 100 кг, они обусловлены требованием прокачиваемости рас­твора.

 clip_image105

               Рис. 74.                                          Рис. 75.

 Рис. 75. Зависимость пластической прочности тампонажных растворов с добавками

жидкого стекла, напол­нителя и их комбинаций от содер­жания глины в исходном растворе:

1 — исходный раствор; 2 — раствор с до­бавкой 10 кг/м3 жидкого стекла; 3 — рас­твор с добавкой 50 кг/м3 древесных опи­лок; 4 — раствор с введением одновремен­но указанных компонентов

 Наибольшее значение для интенсивности роста прочности структуры глиноцементных растворов имеет содержание глины. Для примера на рис. 74 приведен характер изменения прочности структуры (пластической прочности) тампонажного раство­ра в зависимости от плотности исходного глинистого раствора, приготовленного из глин Дружковского месторождения; время стабилизации 60 мин. При росте плотности исходного глинисто­го раствора с 1,16 до 1,21 г/см3 (что соответствует увеличению содержания глины на 31%) пластическая прочность структуры повышается в 2 раза при содержании цемента 30 г/л, почти в 2,5 раза при содержании цемента 60 г/л и в 2,7 раза при содер­жании цемента 90 г/л.

Аналогичным образом, но при меньших добавках (от 5 до 15 г/л) действует жидкое стекло.

При введении наполнителей тампонажный раствор остается вязкопластичным на всех этапах упрочнения структуры. Допол­нительно появляется закупоривающий эффект, который приво­дит в конечном счете к уменьшению расхода тампонажного рас­твора. Гидрофильные наполнители (древесные опилки, кожа-«горох», подсолнечная лузга) активно влияют на характер ро­ста прочности структуры тампонажных растворов, повышая ста­тическое напряжение сдвига и пластическую прочность. В при­сутствии цемента влияние гидрофильных наполнителей резко возрастает. Это объясняется обезвоживанием дисперсной систе­мы вследствие впитывания воды наполнителями. Для глинистых растворов это аналогично повышению содержания глинистой фазы, для тампонажных растворов — уменьшению водотвердого отношения.

Наиболее приемлемы в качестве наполнителя древесные опил­ки как материал недефицитный и не влияющий ,в такой степени, как другие наполнители, на работу буровых насосов. Они явля­ются наиболее активными по степени воздействия на интенсив­ность роста прочности структуры.

На рис. 75 приведен характер влияния жидкого стекла, на­полнителя и их комбинаций с добавками цемента на прочность структуры раствора через 1 ч стабилизации при изменении со­держания глины в исходном глинистом растворе и содержании цемента 60 кг/м3.

Реологические показатели глиноцементных растворов с ро­стом содержания структурирующих добавок значительно уве­личиваются. Так, добавка 30 кг/м3 цемента приводит кувеличе­нию структурной вязкости на 18—20%, динамического напряже­ния сдвига в 2—4 раза, что ведет к значительному повышению гидравлических сопротивлений при перекачке глиноцементных растворов. Упрочняясь, они остаются телами Шведова — Бингама.

 

Глинистые пасты

 

Нередко для ликвидационного тампонирования и борьбы с поглощениями используются пластичные глины и глинистые па­сты. Пластичные глины используются в виде шариков, забрасываемых с поверхности или доставляемых в колонковых тру­бах. Глинистые пасты представляют собой составы с высоким содержанием твердой фазы. Наиболее проста смесь глины с во­дой в соотношении от 1 :0,5 до 1:1. Такие пасты являются не-прокачиваемыми системами и доставляются в зону тампониро­вания заливкой через устье и в колонковых трубах. Свойства глинистых паст не контролируются.

Более сложный состав имеет паста, получаемая из глинисто­го раствора, обработанного кальцинированной содой — добав­кой 10—15% известкового молока. При перемешивании смесь быстро густеет, образуя плотную липкую массу, которая не име­ет растекаемости по конусу АзНИИ.

Глинистые пасты на нефтяной основе представляют собой смесь глинопорошка (обычно бентонита) и дизельного топлива или нефти в соотношении примерно 1:1. При смешивании такой тампонирующей смеси с промывочной жидкостью в скважине глина гидратируется и образуется прочная пластичная масса. Смесь довольно легко прокачивается насосом и проходит в тре­щины проницаемого пласта. При закачке соляро-бентонитовых паст через бурильные трубы для ускорения гидратации в затрубное пространство заливают воду или глинистый раствор примерно с такой же подачей.

В последние годы начинают применять глинистые пасты с полимерными коагулирующими добавками, что позволяет полу­чать высококонсистентные составы при относительно неболь­шом содержании твердой фазы.

 

 

 


ТАМПОНАЖНЫЕ СМЕСИ НА ОСНОВЕ СИНТЕТИЧЕСКИХ СМОЛ

 

Твердеющие смеси

 

Наиболее распространенные тампонажные смеси на основе синтетических смол — быстротвердеющие смеси (БТС). Они подчиняются закону течения Ньютона. Простейший тампонаж­ный состав — смесь смолы с отвердителем, однако чаще смолы разбавляют водой.  Это позволяет удешевить состав,  повысить его проникающую способность. Приготовление таких смесей сво­дится к разбавлению исходной смолы водой и последующему перемешиванию с отвердителем перед использованием.

Тампонажные смеси на основе синтетических смол оценива­ются плотностью, вязкостью, растекаемостью, началом загусте-вания (гелеобразования), временем твердения или началом по­лимеризации и концом полимеризации. Тампонажный камень характеризуется внешним видом и прочностными характеристи­ками. Плотность тампонажной смеси измеряется ареометром АГ - ЗПП, вязкость — вискозиметром ВБР-5, растекаемость — по конусу АзНИИ. Сложнее обстоит дело с оценкой других пара­метров, так как они связаны с кинетикой отверждения.

Так, для наиболее распространенных карбамидных смол ки­нетика застудневания и твердения выглядит следующим обра­зом. В неотвержденном состоянии мочевиноформальдегидные смолы представляют собой коллоидные растворы с глобулами диаметром 0,02—0,05 мкм из цепных макромолекул метилоль-ных соединений. При введении отвердителей начинается процесс структурообразования, который можно подразделить на три эта­па (стадии).

1.    Стадия свободнодисперсной структуры, отличающаяся по­стоянством значений вязкости.

2.    Стадия связно-дисперсная, включающая    фазы    скрытой коагуляции и гелеобразования. На стадии скрытой коагуляции глобулы соединяются в коллоидные агрегаты без выделения их из раствора. В период гелеобразования из золя непрерывно вы­деляются продукты коллоидной агрегации с образованием жесткого пространственного каркаса. Следует отметить, что при неблагоприятном  (малом) соотношении компонентов золя количество продуктов коллоидной агрегации может оказаться недоста­точным для образования жесткого каркаса. Тогда происходит
их седиментация.

3.    Стадия упрочнения структурных связей соответствует ла­винному нарастанию структурной  прочности    с    агломерациейструктурных элементов до образования    сплошной    аморфной
массы.

Стадийно происходит отверждение и других синтетических смол. Стадии переходят одна в другую постепенно, что не позво­ляет четко разграничить продолжительность каждой. Так, на­чало гелеобразования определяется визуально. Степень загустевания в процессе отверждения измеряется на консистометре. Для оценки времени твердения используется игла Вика, хотя это измерение весьма несовершенно: игла может свободно прохо­дить до основания конуса в почти затвердевшую смолу. Все это затрудняет оперативную оценку технологических свойств тампо­нажных смесей на основе синтетических смол и требует разра­ботки новых методов исследований.

Заслуживает внимания метод измерения времени «начала твердения»  по  изменению электропроводимости  тампонажной  смеси в момент, соответствующий началу интенсивного структу-рообразования. Однако общего признания метод не получил.

Основные свойства раствора и конечного продукта регули­руют изменением количества воды и отвердителя. Для повыше­ния плотности тампонирующих растворов из синтетических смол в них часто вводят наполнители. Повышение температуры интен­сифицирует процессы отверждения.    

 

 clip_image108

 Рис. 76.                                          Рис. 77.

   Рис. 76. Зависимость сроков тверде­ния тампонажных растворов из смо­лы                                      

    МФ-17 от содержания соляной кислоты и воды:

 1, 2—3% HCl; 1', 2' — 10% НСl; 1 и 1'начало твердения; 2 и 2'конец тверде­ния

Рис.   77.  Зависимость  времени  твер­дения смолы МФ-17 от температуры

 На рис. 76 приведен характер изменения сроков твердения тампонажных растворов из смолы МФ-17 в зависимости от кон­центрации смолы и отвердителя (соляной кислоты). Как следу­ет из рис. 76, с увеличением содержания воды в растворе до 40% при концентрации отвердителя 3% время твердения воз­растает примерно в 5 раз.

На рис. 77 приведен характер влияния температуры на вре­мя твердения смолы МФ-17, отвержденной 8% соляной кислоты, а на рис. 78 — характер влияния на сроки твердения тампонаж­ного раствора из смолы МФ-17 наиболее водопотребляющего наполнителя — бентонитового.

Карбамидные смолы, особенно в смеси с водой, дают при затвердевании камень низкого качества со значительной усад­кой. Исследования показывают, что в тех случаях, когда смола отвердевает в короткий срок (до 2—3 мин), камень в течение 7—10 дней дает трещины.

Добавкой некоторых компонентов и их комбинацией можно регулировать пластические свойства, скорость гелеобразования и усадку тампонажного камня.

Одна из рецептур такого тампонажного раствора в мас­совых частях следующая (вре­мя схватывания 1 мин):ММФ-50—100; акриламид — 10; ме-тиленбисакриламид — 0,4; со­ляная кислота — 5; гидросуль­фит натрия — 0,014.

Тампонажные смеси из смол ТСД-9 и ТСД-10 имеют замедленные сроки твердения (до 4,5 ч). Для ускорения твердения применяют добавки кальцинированной соды. Ра­бочий раствор готовят на со­довой воде. Состав раствора в массовых частях: смола ТСД-9—2, формалин—1, содовая вода — 2. Сроки твердения за­висят от содержания кальци-нированой соды в содовой во­де и изменяются от 1 ч 50 мин (начало) и 2 ч 30 мин (конец) при содержании соды 2% до 15 мин (начало) и 22 мин (конец) при содержании соды до 10%.

Твердеющие тампонажные растворы из синтетических смол — основа для комбинированных тампонажных составов, со­держащих минеральные компоненты. В некоторых тампонажных составах используются смеси синтетических смол. Большим не­достатком растворов из синтетических смол является слабое сродство с глинистой коркой, отложившейся при бурении с промывкой глинистым раствором. Кроме того, смолы довольно плохо смываются с инструмента и оборудования, что также ос­ложняет их использование. Ряд смол и отвердителей токсичны, что требует особой осторожности при работе с ними.

При использовании растворов с соляной кислотой в качестве отвердителя необходимо иметь в виду, что в карбонатных поро­дах кислота нейтрализуется и состав может вообще не затверде­вать.

 

 


Нетвердеющие смеси

 

Нетвердеющие составы на основе синтетических смол полу­чили название вязкоупругих растворов. Один из составов пред­ставляет собой водную смесь полиакриламида, водораствори­мых синтетических смол (гексарезорциновой, ФР-12, ФР-50 и др.) и технического формалина. Содержание полиакриламида в исходном водном растворе составляет 0,5—1%, водного раство­ра гексарезорциновой смолы    1—2%-ной   концентрации —10—15% и водного раствора формалина 40%-й концентрации — 1-2%.

Вязкоупругий раствор готовят следующим образом. В глино­мешалке в течение 1—2 ч перемешивают водный раствор ПАА, а в отдельной емкости — водный раствор смолы в течение 20— 30 мин. После этого раствор смолы выливают в раствор ПАА и перемешивают 20—30 мин. Затем постепенно при тщательном перемешивании вводят формалин, смесь оставляют в покое на 18—20 ч для завершения реакции. Полученный состав представ­ляет собой резиноподобный гель плотностью 1 г/см3 с довольно прочной пространственной решеткой из скоагулировавшего по­лимера (водонаполненная полимерная сетка). Для уменьшения температуры замерзания вязкоупругого состава водный раствор ПАА можно приготовить на водном растворе поваренной соли.

Очень прочная упругая структура образуется при сополиме-ризации акриламида 16—25%-ной водной концентрации с ме-тиленбисакриламидом 1—4%-ной концентрации. Для иницииро­вания полимеризации применяется окислительно-восстанови­тельная система, включающая персульфат аммония и гидро­сульфат натрия (соответственно 0,5 и 0,14% от массы акрил-амида). Вязкая масса формируется в течение 3—4 мин и су­щественно зависит от температуры.

Этот состав не может быть доставлен в зону поглощения в виде однорастворной смеси. Его следует либо получить смеши­ванием исходных компонентов в зоне поглощения, либо облаго­раживать введением реагента — замедлителя схватывания, ко­торый бы отодвигал сроки схватывания на период закачки.

Вязкоупругие составы применяются при борьбе с поглоще­ниями, а также для повторного тампонирования. С целью по­вышения эффективности в них можно вводить наполнители.

 

ТАМПОНАЖНЫЕ РАСТВОРЫ НА ОСНОВЕ ЛАТЕКСОВ

 

Латексные растворы получают при смешивании латекса с водным раствором хлористого кальция примерно в равных объ­емах. Наиболее распространенная концентрация хлористого кальция 3—5%. Процесс коагуляции сопровождается резким ро­стом вязкости продукта, поэтому латексные растворы получают преимущественно в скважине в зоне поглощения.

Для регулирования свойств тампонажных растворов на осно­ве латекса используются различные добавки. Так, прочность тампона из скоагулировавшего латекса повышается при введе­нии в раствор 10—15% лигнина, структуру малоконцентриро­ванным латексам придают добавкой КМЦ (0,5—1% порошка от массы латекса или до 10% к объему латекса 5—7%-ного вод­ного раствора). Для повышения закупоривающей способности вводят наполнители, оптимальная добавка которых составляет 100—120 кг/м3. Так как плотность латексов ниже плотности воды, их закачивают с применением пакеров.

 

ТАМПОНАЖНЫЕ СМЕСИ НА ОСНОВЕ ЛИГНОСУЛЬФОНАТОВ

 

При обработке лигносульфонатов солями поливалентных ме­таллов образуется гель со свойствами, характерными для твер­дого тела. Наиболее распространенные лигносульфонаты в та­ких смесях —сульфитспиртовая барда (ССБ) и сульфитдрожжевая бражка (СДБ), коагулянты — бихроматы (натрия, калия, аммония) и другие соли хрома.

Время образования геля зависит от концентрации ССБ и ко­личества соли хрома. Чем выше концентрация ССБ, тем меньше количество соли хрома необходимо для образования геля. Так, при концентрации ССБ (СДБ) в растворе 40% введение 14% бихромата натрия образует гель в течение 2 мин, а введение 4% бихромата натрия в раствор ССБ 25%-ной. концентрации приводит к образованию геля в течение 3 ч. Прочность геля по­вышается при введении в состав смеси минеральных наполните­лей: глины, песка и др.

Смесь готовят в следующем порядке: вода — ССБ — наполни­тель— коагулянт. После ввода каждого компонента смесь пере­мешивается в течение 3—5 мин. Бихроматы вводят в виде вод­ных растворов в соотношении с водой 1 : 1,5.

Тампонажные смеси на основе лигносульфонатов применяют­ся для борьбы с поглощениями промывочной жидкости.

 

БИТУМНЫЕ ТАМПОНАЖНЫЕ СМЕСИ

 

Битумные смеси представляют собой расплавленный битум с различного рода добавками и наполнителями. Введение напол­нителей (песок, глина, цемент) в битум уменьшает растекаемость смеси по поглощающим каналам, сокращает ее расход, улучшает разбуриваемость битумной пробки.

Процент добавки наполнителя в битумную смесь подбирает­ся в зависимости от величины каналов поглощения. Так, при на­личии в зоне поглощения крупных трещин и каверн следует вводить до 50% наполнителей. Увеличение добавок свыше 50% может привести к тому, что смесь не выдавится из тампонаж­ного снаряда, поэтому превышать эту цифру не следует.

Глину и цемент вводят с эмульгаторами и пластификатора­ми. Тогда массу наполнителей можно увеличить до 100% от массы битума. В качестве эмульгатора рекомендуется приме­нять кальцинированную или каустическую соду, пластификато­ром является соляровое масло или керосин. Масса эмульгатора должна составлять 2%, а пластификатора — 5% от массы би­тума.

Битумы и битумные смеси в условиях, когда имеется исход­ное сырье и отработана технология их использования, могут быть весьма эффективным тампонажным материалом. Однако необходимость дополнительного оборудования для разогрева битумных составов, дополнительная операция разогрева, более сложная организация работ, пожароопасность ухудшают усло­вия труда буровиков. Все эти факторы ограничивают примене­ние битумных составов.

Основные недостатки тампонажных смесей из органических веществ — их токсичность, высокая стоимость, необходимость строгой дозировки компонентов, низкая технологичность. Они плохо смываются с бурового оборудования и инструмента, должны храниться в специальной таре, требуют тщательного перемешивания и осторожного обращения. Эти недостатки уменьшают, комбинируя органические и неорганические компо­ненты.

 

 


Полимерцементные смеси

 

Полимерцементные смеси обладают хорошей изолирующей способностью, повышенной коррозийной стойкостью, устойчи­востью к разбавлению подземными водами.

Полиакриламидцементные растворы (пасты) применяются наиболее широко. Их получают смешиванием цементного рас­твора, приготовленного на водном растворе полиакриламида, с цементной суспензией, для которой используют водный раствор хлористого кальция.

Состав смеси сухого цемента в массовых частях: тампонаж­ный цемент— 100; полиакриламид — 0,14—0,2; СаС12 — 2,5—5; вода — 60. Полиакриламид используется в виде водного раство­ра 3%-ной концентрации, применяют и гипан примерно в такой же концентрации. Полиакриламидцементная паста очень быст­ро загустевает, а затем твердеет с образованием прочного водо­непроницаемого камня. Она используется для изоляции зон по-глощения в закарстованных породах. Свойства пасты и камня регулируют составом исходного цементного раствора. Для пре­дупреждения преждевременного схватывания состава в буриль­ных трубах раствор полимера впрыскивают в цементный рас­твор в процессе закачки.

Метасоцементные пасты представляют собой смесь водного' раствора метаса 10—15%-ной концентрации с цементной сус­пензией (В/Ц = 0,4÷0,5), приготовленной на водном растворе хлористого кальция с содержанием последнего 5—6%. Так как метас растворяется только в водно-щелочном растворе, состав содержит кальцинированную соду в количестве 0,3—0,5 масс. ч. метаса. Примерное соотношение компонентов следующее (в % по массе от сухого цемента): цемент—100, метас — 0,5—1, кальцинированная сода — 0,17—0,33, хлористый кальций — 5—18, вода— 40—50.

Порядок приготовления метасоцементной пасты следующий: сначала в воде (5% от требуемого объема) растворяют соду, а затем метас в расчетных количествах. Растворение метаса за­нимает не менее 3—4 ч. После приготовления раствора метаса на остальном количестве воды с добавкой хлористого кальция во второй емкости готовят цементный раствор. Оба раствора одновременно закачивают в скважину через смесительное уст­ройство.

Прочность цементного камня с добавкой метаса выше проч­ности камня из чистого цементного раствора. Для придания це­ментным растворам повышенной текучести добавляют синтети­ческие смолы. Так, добавки до 5—10% резорцино-формальдегидной смолы ФР-50, обладающей в цементном растворе плас­тифицирующими свойствами, приводят к значительному сниже­нию потери напора при тампонировании (до 30%). Сроки схва­тывания такого полимерцементного состава уменьшаются при введении 0,25—0,5% кальцинированной соды.

Полимерцементные смеси могут иметь и более сложный со­став и содержать комбинацию смол. Здесь каждый компонент придает смеси или тампонажному камню новое качество или усиливает нужные свойства.

Цементно-латексные растворы представляют собой смесь це­мента, воды, латекса, антивспенивателя, а также солей (чаще NaCl), которыми регулируют реологические свойства смесей. Добавки латекса составляют 1—2%, соли 2—3%. Латекс можно впрыскивать в процессе закачки цементного раствора, затворен­ного на водном растворе хлористого кальция. Такой состав ис­пользуется при изоляции поглощающих горизонтов.  Все полимерцементные растворы могут содержать наполни­тели, в качестве которых чаще применяется песок, реже глина, при добавке глины получают смеси пониженной плотности. По­лимерцементные смеси используют главным образом для борь­бы с поглощениями и установки мостов в скважинах.

 

 

 


Отверждаемые глинистые растворы (ОГР)

 

ОГР получают введением в глинистый раствор сланцевых фенолформальдегидных смол ТСД-9 или ТС-10 с отвердителями. В качестве отвердителей применяются водные растворы формальдегида (формалин), параформ, минеральные кислоты. В процессе смешивания состава в среде глинистого раствора при реакции поликонденсации формируется полимерная пространст­венная сетка, в которой глинистый раствор играет роль напол­нителя. После отверждения состав дает довольно прочный ка­мень.Смола вводится в количестве 25—30% от объема раствора, формалин — до 50% от объема смолы, Соотношение компонен­тов в растворе следующее: смола — 20—30%, формалин—10— 20%, глинистый раствор —50—70%. В начальный период после приготовления смесь имеет вязкость, несущественно отличаю­щуюся от вязкости исходного глинистого раствора. После сме­шения исходных компонентов консистенция ОГР в течение оп­ределенного времени (индукционный период) не меняется, а за­тем в отличие от цементных растворов быстро и равномерно возрастает, и жидкость переходит в твердое состояние.

Рекомендуемая плотность исходного глинистого раствора 1,18—1,2г/см3, статическое напряжение сдвига 4—6 Па. С уве­личением плотности раствора прочность тампонажного камня возрастает. Отделение фильтрата превышает водоотдачу исход­ного раствора на 30—60%, однако фильтрат поликонденсируется в твердую пластмассу. Скорость реакции поликонденсации зависит от соотношения компонентов и температуры, но в боль­шей мере от содержания глинистой составляющей и температу­ры. Имеет значение и показатель рН среды.

В связи с большими колебаниями качества исходных компо­нентов время загустевания может изменяться в больших преде­лах при одном и том же составе. Поэтому конкретно оценивать свойства состава (или состава по заданным свойствам) нужно непосредственно перед применением ОГР.

Отверждаемые глинистые растворы применяются при ликви­дационном тампонировании и борьбе с поглощениями. Надо от­метить следующие преимущества ОГР: 1) высокую коррозион­ную стойкость к термосолевой агрессии и водогазопроницаемость при сравнительно высокой механической прочности там­понажного камня; 2) способность обеспечивать монолитную связь тампонажного камня со стенками скважины при наличии на стенках даже рыхлых фильтрационных корок; 3) низкую плотность, что облегчает технологию работ и уменьшает расход смеси при тампонировании. Недостатком является токсичность фенолов и отвердителей и значительная усадка (до 7%) в рас­творах солей поливалентных металлов.

Разновидность отверждаемых глинистых растворов (паст) — растворы на основе лигносульфонатов и бихромата натрия (хромпика). Продукт твердения таких растворов представляет собой массу, подобную твердой резине с прочностью на сжатие от 0,4 до 0,8 МПа. Содержание компонентов в таком растворе колеблется в пределах (в объемных частях): глинистый раствор плотностью 1,7—1,8 г/см3 — 40—50; 30%-ный раствор хромпика плотностью 1,25г/см3 — 20—30; ССБ плотностью 1,25г/см325—30. Плотность тампонажного раствора 1,5—1,6 г/см3, расте-каемость по конусу АзНИИ 25 см и более, сроки схватывания от 20 ч 50 мин до 6 ч.

Порядок приготовления паст следующий: глинистый раствор смешивают с ССБ, а затем в полученную смесь добавляют водный раствор хромпика. После ввода бихромата натрия смесь должна быть закачана не позднее чем через 30 мин, так как образующийся гель загустевает до состояния непрокачиваемости. Эти составы применяются при борьбе с поглощениями.

 

 

 


Латекс-глинистые тампонажные растворы

 

Латекс-глинистые растворы можно использовать с предвари­тельной коагуляцией латекса и без нее, что обусловливается ис­ходным составом смесей. В первом случае применяют глинистые растворы на основе кальциевых глин без обработки последних химическими реагентами (типа Na2CO3), можно применять и натриевые глины, но с обработкой цементом (4—5 кг/м3 латек­са) или хлористым кальцием (0,5 кг на 1 м3 глинистого раство­ра). Соотношение глинистого раствора и латекса от 0,8:1до 1,5:1. Такой состав имеет плотность 1,22—1,25 г/см3, растекаемость 6—8 см.

Эти растворы рекомендуются для борьбы с поглощениями в кавернозных породах при наличии перетоков в скважине.

Составы, использующиеся без предварительной коагуляции, представляют собой глинистые растворы на основе натриевых или кальциевых глин, обработанных Na2CO3, смешанные с ла-тексом в соотношении 1:1. Они коагулируют при контакте с пластовыми водами или водным раствором хлористого кальция, применяются для борьбы с поглощениями при отсутствии пере­токов подземных вод.

Латекс и глинистый раствор закачиваются одновременно че­рез смеситель (тройник) двумя насосами. После закачки ла­текс-глинистого раствора для его закрепления в скважину на­гнетается цементный или глиноцементный раствор с ускорите­лями схватывания.

 

ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ПРИГОТОВЛЕНИИ ТАМПОНАЖНЫХ СМЕСЕЙ

 

Просеивать цемент и другие сыпучие материалы необходимо на специально оборудованной площадке. При этом возможны операции, связанные с перетаскиванием тяжелых грузов, что влечет необходимость соблюдения соответствующих правил безопасности. Следует предохранять глаза, слизистую оболочку рта и носа от раздражения пылью, для чего необходимо ис­пользовать защитные очки, специальные респираторы или мар­левые повязки. По окончании работ следует очистить полы от рассыпавшихся материалов.

Места хранения упакованных в тканевую тару тампонажных материалов, а также кузова транспо