Промывка скважин при колонковом бурении. Химическая обработка глинистых растворов

Реагенты, применяемые для обработки глинистых растворов, по характеру их действия можно разделить на две основные группы: электролиты и защитные коллоиды.

Действие электролитов на глинистые растворы связано с ионными оболочками, окружающими частицы глины. Толщина этих оболочек и их заряд зависят от концентрации ионов в жидкой фазе глинистого раствора и от свойств этих ионов. Это и дает возможность изменять свойства глинистого раствора путем обработки его теми или иными электролитами.

Наиболее часто для обработки глинистого раствора применяются следующие электролиты:

• кальцинированная сода (Na₂C0₃);
• каустическая сода (едкий натр, NaOH);
• фосфаты, особенно тринатрий фосфат (Na₂P0₃);
• жидкое стекло, представляющее собой растворенный в воде силикат натрия;
• известь.

В разведочном бурении кальцинированная сода применяется как непосредственный реагент, или для приготовления углещелочного реагента.

Небольшие добавки Na₂C0₃ к глинистому раствору снижают водоотдачу и статическое напряжение сдвига раствора. При избытке Na₂C0₃ водоотдача резко возрастает.

Кроме того, кальцинированную соду применяют для смягчения жесткой воды перед приготовлением глинистого раствора.

Защитные коллоиды содержат в водном растворе частицы некоторых веществ сложного химического состава. Они бывают различных размеров и представляют собой крупные многоатомные молекулы или частицы коллоидной дисперсности. При добавлении защитных коллоидов в глинистые растворы эти вещества покрывают поверхности глинистых частиц (адсорбируются на них) и создают защитный слой, придающий глинистым растворам большую устойчивость и предохраняющий частицы глины от слипания. Защитные слои, как правило, увеличивают плотность и уменьшают проницаемость фильтрационных корок; поэтому водоотдача глинистых растворов, обработанных защитными коллоидами, уменьшается, иногда приближаясь к нулю.

Из защитных коллоидов применяют углещелочной реагент (УЩР), торфощелочной реагент (ТЩР), реагент из сульфит-спиртовой барды (ССБ) и карбоксиметилцеллюлозу (КМЦ).

За рубежом, кроме перечисленных реагентов, применяют квебрахо-растительный дубитель, содержащий танниновую кислоту, а также крахмал и целый ряд готовых препаратов, в состав которых входят перечисленные выше вещества.

Углещелочной реагент (УЩР). Он применяется для снижения водоотдачи глинистых растворов, повышения их стабильности, снижения вязкости. Углещелочной реагент состоит из бурого угля и каустической соды. В буром угле содержатся гуминовые вещества, не растворимые в воде, но растворяющиеся в растворах щелочей. Гуминовые вещества и создают защитные слои на поверхностях частиц глины. Для приготовления углещелочного реагента дробленый и просеянный через сито бурый уголь перемешивают в глиномешалке с раствором каустической соды в воде. На 1 м³ воды загружают примерно 120 - 180 кг бурого угля влажностью 20 - 40% и 15 - 30 кг каустической соды. В сухом буром угле содержится от 15 до 40% гуминовых веществ. Для более полного извлечения гуминовых веществ необходимо выдерживать перемешанный в глиномешалке реагент перед добавлением в глинистый раствор не менее суток, ибо выдержанный углещелочной реагент содержит 4 - 6% гуминовых веществ, а в реагенте, полученном сразу же после перемешивания, количество гуминовых веществ не превышает 1,2-1,5%.

Наряду с достоинствами, углещелочной реагент имеет и недостатки. Основным недостатком является большая чувствительность обработанных им глинистых растворов к действию ионов. При попадании в такие растворы минерализованных пластовых вод, а также при бурении в пластах растворимых солей происходит резкое повышение водоотдачи и выпадение глины из раствора. Вторым недостатком является способность глинистого раствора, обработанного углещелочным реагентом, при бурении в глинистых породах сильно повышать липкость глины, в результате чего наблюдается зашламование скважины, налипание на бурильных трубах кусков глины, образование "сальников". Глинистая корка, отлагающаяся на стенах скважины, также имеет повышенную липкость.

Торфощелочной реагент (ТЩР), активными веществами которого также являются гуминовые вещества, во многом походит на углещелочной реагент. Обработанные им глинистые растворы имеют повышенную вязкость. Для приготовления торфощелочного реагента на 1 м³ воды берут до 100 кг торфа (в расчете на сухой вес) и до 20 кг сухого едкого натра. Обработка глинистого раствора торфяным реагентом дает особенно хорошие результаты при борьбе с поглощениями, так как получаемые растворы имеют высокую вязкость и малый удельный вес, а имеющиеся в большом количестве волоконца торфа закупоривают каналы и поры.

Сульфит-спиртовая барда (ССБ) - это густая темно-коричневая жидкость с уд. весом 1,25. Действие ССБ на глинистые растворы обусловлено наличием в ней лигносульфоновых кислот. Кроме лигносульфоновых кислот, в ССБ содержатся смолы, белки и другие вещества, в том числе растворимые соли, образующие ионы кальция и магния. Лигносульфоновые кислоты хорошо растворяются в воде, но так как ССБ имеет кислую реакцию (рН 5,6), то при изготовлении реагента в него также добавляют щелочь.

В состав реагента из ССБ входит от 20 до 40% ССБ (при расчете на сухой вес) и от 3 до 6% сухого едкого натра по весу от объема реагента.

Вместо каустической соды можно применять кальцинированную.

Практика бурения показывает, что в целом ряде случаев обработка глинистых растворов реагентом ССБ даже в небольших количествах устраняет осложнения в скважинах, связанные с большой величиной водоотдачи. Это объясняется тем, что глинистая корочка растворов, обработанных ССБ, обладает большой уплотняемостью. Поэтому в глубоких скважинах, где перепад давления между скважиной и пластом может доходить до нескольких десятков атмосфер, водоотдача растворов, обработанных ССБ, может быть меньше, чем по показаниям прибора ВМ-6 (в этом приборе перепад давления равен всего 1 атм.). Весьма ценным свойством ССБ является то, что повышение содержания солей в обработанных им глинистых растворах приводит не к увеличению, а к уменьшению водоотдачи.

Карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ) представляет собой белый зернистый порошок с удельным весом 1,7, растворимый в воде. Существует несколько различных сортов КМЦ, дающих растворы различной вязкости. При добавлении КМЦ к глинистому раствору в количестве от 0,5 до 4% по весу от объема снижаются водоотдача и статическое напряжение сдвига. Вязкость раствора при этом нередко повышается и для ее снижения приходится добавлять воду. Глинистые растворы, обработанные КМЦ, не ухудшают своих свойств при концентрациях хлористого натрия до 10%; однако для разбуривания пластов каменной соли такие растворы не пригодны. При обработке следует добавлять раствор КМЦ в уже приготовленный глинистый раствор. Замачивать глину раствором КМЦ не рекомендуется.

Нефть. При добавлении нефти к глинистому раствору снижается липкость глинистых корок, образующихся на стенках скважины, снижается водоотдача и улучшается стабильность раствора. Вязкость глинистого раствора обычно повышается. Эти явления объясняются тем, что нефть распределяется в глинистом растворе в виде мельчайших капелек, образуя эмульсию. Особо стойкие эмульсии получаются при добавлении к смеси глинистого раствора и нефти "окисленного петролятума" (отход нефтеперегонных заводов, изготовляющих смазочные масла из нефти) в количестве от 0,5% по объему.

Нефть добавляют к глинистому раствору до 10 - 12% по объему от объема раствора, при этом наблюдается быстрое уменьшение липкости корки и водоотдачи; дальнейшее добавление нефти оказывает уже меньшее действие.

Нефть находит также применение при ликвидации прихватов бурильного инструмента.

Необходимо иметь в виду, что добавление нефти к раствору вызывает разбухание и усиленное разрушение резины поршней и клапанов насоса и создает затруднения при каротажных работах.