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.

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 2,4 •10^-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 = p_у(p_г-p₁)/(p_y - p_Г) , (VII.1)

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

q = p_у(p_г-p₁)/(p_y - 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.

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/см³колебались 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 C₁₀—C₁₆. 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.

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.

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.

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).

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.

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= p_г(p_p- p_в)/(p_г - p_в),

где р_р, р_в, р_г—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.

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.

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.

Рис. 49. Установка для приготовления полимерных растворов ППР

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:

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

2 — буровой станок;

3 — насосный 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.

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
10—15%) 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.

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.

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 П_о. К₀= П/П₀(IX.2)

Эффективность очистки К_соценивается отношением

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

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

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

Для определения П, П_о, К_Пнеобходимо 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 K_cвозрастает при увеличении К_оот 1 до 6, а затем темп роста падает и значение К_с 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:

Здесь Q - пропускная способность гидроциклона, дм³/мин; δ — размер выводимых частиц, мкм; D, d_П, d_С, d_Н— 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, %; р_п, р_ж — плотности соответственно твердой и жидкой фаз, г/см³.

Коэффициенты K_dи К_αвычисляются по формулам

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

К_α = 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, 8 — желоба; 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 р≤1,3 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 формуле

где В₃₀ — условная водоотдача за 30 мин, см³; В_t— 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 Р_т 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 Р_т (в Па) вычисляется по формуле P_m = K_α(G/h²), (X.2) где К_α— коэффициент, зависящий от угла конуса; G— вес погружаемой системы, Н; h— глубина погружения конуса в тампонажный раствор, м.

Коэффициент К_α,определяется из выражения:

(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.

Рекомендуется 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 P_θ определяется по формуле:

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

Отсюда при максимальном давлении, развиваемом насосом, р_θ_max,получим критическое значение пластической прочности р_т_кр,при котором насос не может продавить раствор в трубах: Р_т _кр = [(p_θ_max+p_ст) d]/4L (Х.5)

Зная Р_т_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 K_B= 100%(V₁-V₂)/V₁, (Х.6)

где V₁— первоначальный объем тампонажного раствора, см³; V₂ — объем 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:

где р_р, р_т, р_ж — 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 σ_ИЗ= 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.

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 3CaO•SiO2(C₃S); двухкальциевого силиката 2СаО•SiO₂(С₂S);трехкальциевогоалюмината ЗСаО•Аl₂Оз(С₃А); четырехкальциевого алюмоферрита 4СаО • А1₂О₃ • Fe₂O₃(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 взвешенных 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 (KCl•MgCl₂•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/см³допустимый 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):

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.

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

1 — 15 об/мин; 2 — 60 об/мин

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 q_цв кг на 1 м³ цементного раствора с водоцементным отношением В/Ц вычисляется по следующей формуле: q_ц=p_цр_в/[р_в+(В/Ц)p_ц]. (XII.1)

Необходимый объем воды в м³ на 1 м³ цементного раствора υ_B =q(В/Ц)/p_B. (ХII.2)

Плотность цементного раствора в кг/м³

или

Здесь р_цр, р_ц, р_в — плотность соответственно цементного раствора, цемента и воды, кг/м³.

Общее количество сухого цемента Q_ц в кг, требующееся для приготовления цементного раствора в объеме V_цр

Общий объем воды V_вв м³ для приготовления цементного раствора

_V_в=υ_в_V_цр. (XII.6)

При заданной плотности цементного раствора р_ц водоцемент-жое отношение

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

Здесь

где а₁, а₂,..., а_п — массовые доли компонентов сухой смеси; р₁, р₂,..., р_n — плотности компонентов.

где b₁, b₂,...,b_j — массовые 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

Требуемое количество жидкости затворения {в кг) на 1 м³раствора

υ_ж = q_с(B/T) (XII.12).

Требуемое количество компонентов жидкости затворения (в кг)

Плотность тампонажного раствора (в кг/м³) p_тр = q_с+υ_ж(ХII.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.

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/см³ — 25—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 транспортных средств не должны иметь острых выступов, которые могли бы повредить упаковку.

Перед началом работы по приготовлению тампонажной смеси надо подготовить рабочее место: убрать все лишние предметы, проверить исправность необходимого инструмента и приспособлений и расположить их в должном порядке. Приступая к работе, следует внимательно ознакомиться с порядком ее проведения, с техническими условиями, особенностями той или иной операции и проверить обеспеченность необходимыми приспособлениями и инструментом.

В случае срочного ремонта механизмов для приготовления тампонажных смесей все трансмиссии, муфты сцепления, а также коробки скоростей следует выключить. Пускать механизм в ход можно только после извещения об окончании ремонта со стороны ведущего ремонт.

При работе с кислотами и щелочами необходимо иметь нейтрализующие растворы.

Работы по приготовлению смесей, содержащих полимеры, следует организовать таким образом, чтобы избежать прямого попадания компонентов на обнаженные участки кожи, а также вдыхания их паров. Так, свободный резор

Геология и геодезия

Промывочные жидкости и растворы