Анализ качества применяющихся промывочных жидкостей для бурения соленосных отложений

O.K. Ангелопуло, В.М. Подгорнов, В.Э. Аваков [16] на установке УГП 300-100 изучали влияние применяемых в России растворов на относительную деформацию полых образцов солей NaC1 и КС1 и установили, что наибольшей устойчивостью обладают образцы галита в контакте с ИБР и с гидрофобной эмульсией, насыщенной раствором MgCl₂. Худшие результаты получены в контакте с глинистыми растворами, насыщенными NaCl.Очень быстро разрушился образец галита в растворе, насыщенном КСl. Добавка 10-15 % бишофита в растворы, насыщенные NaCl (KCl), значительно повысила устойчивость образцов МgС1(КС1).

Подобные исследования O.K. Ангелопуло и др. проводили по изучению относительной деформации полых образцов бишофита. Результаты исследований показаны на рис.13.4.

 

 

 

Рис. 13.4. Зависимость относительной деформации образцов бишофита от времени для различных растворов: 1 - изолированный образец, 2 - в растворе ИБР. 3 - в обращенной эмульсии, насыщенной МgСl₂; 4 - в обращенной эмульсии с пресной водой, 5 - в пресыщенном MgCI₂; глинистом растворе, содержащем 30 % нефти. 6 - то же, но без нефти, 7 - в нефтеэмульсионном глинистом растворе, насыщенном NaCI

 

Из рис.13.4 следует, что наибольшую скорость деформации имел образец бишофита в среде нефтеэмульсионного раствора, насыщенного солью NaCl. Именно этот раствор под названием НЭГР широко применялся ранее для проходки соленосных толщ, что приводило к тяжелым осложнениям. Более устойчивым был образец в растворе МgСl₂, добавка 30 % нефти в этот раствор существенно уменьшила скорость относительной деформации образца бишофита, приблизив ее к скорости деформаций бишофита в обращенной эмульсии (кривые 5 и 3). Наименьшую деформацию показал образец в контакте с раствором ИБР.

 

Растворяющая способность (по скорости растворения галита в циркулирующем потоке) применяемых для бурения соленосных отложений промывочных жидкостей определялась на кафедре технологии и техники разведки КИЦМ (Г.П. Зозуля. Д.М. Ким, табл.13.8).

Из табл.13.8 видно, что скорость растворения галита в циркулирующем потоке высококонцентрированного инвертного эмульсионного раствора в 6-7 раз ниже, чем в соленасыщенном растворе.

Таблица 13.8

Скорость растворения галита в циркулирующих растворах

Буровой раствор	Скорость потока, м/с	Скорость растворения галита, м/с´10^7
Глинистый раствор	0,50 1,01 1,33	2,3
Стабилизированный соленасыщенный раствор	0,50 1,01 1,30	0,9
Высококонцентрированный инвертный эмульсионный раствор	0,50 1,01 1,33	0,1 2,3 4,6 6,4

 

 

Таким обрапзом зксперементальные исследования показывают:

1)высокую эффективность буровых растворов на нефтяной основе, но в силу ряда отрицательных качеств, в первую очередь, высокой токсичности нефти и низкой механической скорости бурения (в 1,7-2,5 раза ниже, чем при бурении с соленасыщенными растворами) эти растворы не нашли широкого применения;

2) насыщать буровые растворы наиболее целесообразно той жe солью, что и перебуриваемая горная порода;

3) наиболее универсальными для насыщения раствора являются соли магния (бишофит, караллит, хлористый магний).

 

 

Они могут применяться как при бурении солей одновалентных, так и солей двухвалентных металлов. Добавки этих солей (10-15%) в растворы солей одновалентных металлов NaCl (KC1) понижают их растворяющую способность при бурении галита (сильвина).

 

 

Однако несмотря на высокую эффективность растворов на нефтяной основе их в силу ряда недостатков применяют очень редко.

 

Силикатные растворы

Малосиликатный раствор В.Д. Городнов предлагает использовать и для бурения соленосных отложений. Приготовленный по его рецепту раствор (3% бентонита, 26% поваренной соли, 5 % жидкого стекла, 0.9 % КМЦ-700) с использованием черногорского глинопорошка, показал высокую условную вязкость (60 с) и высокую водоотдачу (17 см³ / 30 мин), поэтому автором работы была проведена корректировка рецептуры - КМЦ-700 увеличено до 1,2%, содержание жидкого стекла понижено до 3 % (табл.13.9).

Достоинством этих растворов является возможность их использования не только при бурении солей одновалентных, но и солей двухвалентных металлов: бишофита, карналлита.

В результате взаимодействия жидкого стекла с ионами двухваленых металлов (Са, Мg) на стенках скважины образуется труднорастворимая пленка, предотвращающая растворение горной породы [18].

В этом случае раствор, по мнению В.Д. Городнова, поваренной солью насыщать не рекомендуется, а для нейтрализации ионов Са²⁺, Мg²⁺, поступающих в раствор, следует добавлять в зависимости от их содержания в буровом растворе: на 1 % CaCI₂ - 3,7% Na₂SiO₃, на 1% MgCI₂ – 4,3% Na₂SiO₃.

Однако повышение содержания жидкого стекла и рекомендуемых добавок, ведет к сильному загущению раствора, поэтому автором (для нейтрализации агрессивного влияния кальция и магния на вязкость раствора) предложено использовать сульфат или карбонат натрия (табл.13.10), которые активно взаимодействуют с ионами, образуя нерастворимые соли:

Ca²⁺+Na₂CO₃®CaCO₃ +Na

 

Таблица 13.9

Зависимость малосиликатного раствора с использованием черногорского глинопорошка от концентрации КМЦ-700 и Na₂SiO₃

Состав, %	Свойства
Черногорский глинопорошок	КМЦ-700	Na2SiO	NaCl	r, кг/м^3	Т, с	1/10, Па	В, см3/30м
	0,9 0,9 1,2 1,5					2,3/3,6 3,2/6,4 5,0/9,6 2,0/6,0

 

В результате обработки силикатных растворов сульфатами и карбонатами натрия удалось значительно понизить вязкость и водоотдачу раствора (табл.13.10)

Таблица 13.10