Реагенты специального назначения

Каустическая сода NaOH — бесцветная кристаллическая масса, хорошо растворяющаяся в воде. Используется в основном для при­готовления щелочных реагентов (УЩР, крахмальный реагент, нитролигнин и т. д.), а также для повышения рН промывочной жидкости и ограничения растворимости извести в известковых растворах. При небольших добавках (до 0,1÷0,3%) улучшается диспергиро­вание глинистых частиц, повышается электрокинетический потен­циал и, как следствие, снижаются вязкость и водоотдача глинистых растворов. При значительной добавке NaOH возможна коагуляци раствора, сопровождающаяся ростом условной вязкости и водо­отдачи.

Каустическая сода ядовита, вызывает ожоги тела, а при попа­дании в глаза — слепоту. Работать с ней разрешается только в за­щитной одежде и защитных очках.

Кальцинированная сода Na₂C0₃ — порошок белого цвета, плохо растворимый в холодной воде с ростом температуры растворимость улучшается. Применяется она в основном для связывания ионов кальция и магния, попадающих в промывочную жидкость с выбурен­ной породой и пластовыми жидкостями и газами, а также для улуч­шения смачиваемости глины при приготовлении глинистых раство­ров; при этом водоотдача и условная вязкость уменьшаются. При отсутствии NaOH кальцинированную соду используют также для приготовления щелочных реагентов.

Жидкое стекло (силикат натрия или калия) — стекловидная масса нестабильного состава, хорошо растворимая в воде. В бурении при­меняются составы с модулем Si0₂/Na₂0 = 2,4-4-3. Препарат пред­назначен для увеличения статического напряжения сдвига и услов­ной вязкости глинистых растворов, новышения термостойкости (при добавке 2—5%) промывочных жидкостей, обработанных КМЦ.

Водный фильтрат промывочной жидкости, увлажняя глинистые породы, обычно способствует существенному уменьшению их проч­ности. При наличии же в фильтрате жидкого стекла темп снижения прочности замедляется и тем значительнее, чем выше содержание реагента.

 

Фосфаты (гексаметафосфат натрия, тринатрийфосфат, пиро- фосфат натрия и др.) служат в основном для связывания ионов каль­ция и магния и улучшения смачиваемости глин при температурах до 100 ÷ 120°С; при этом условная вязкость и статическое напряже­ние сдвига пресных растворов уменьшаются. Эффект действия сравни­тельно кратковременный.

 

Хроматы и бихроматы служат для повышения термостойкости промывочных растворов, обработанных стабилизаторами (ССБ, КССБ, УЩР, гипан и др.), и снижения вязкости при повышенных (свыше примерно 70° С) температурах. Оптимальная добавка — десятые и даже сотые доли процента.

Их не рекомендуется вводить в растворы, стабилизированные водорастворимыми эфирами целлюлозы (например, КМЦ).

Хроматы ядовиты. Работать с ними следует только в защитной одежде и защитных очках.

 

Пеногасители. Для предотвращения вспенивания промывочной жидкости при химической обработке к ней добавляют специальные вещества, обладающие большей поверхностной активностью и ни­чтожной стабилизирующей способностью, чем реагент-пенообразо­ватель.

Эффективными пепогасителями являются 10%-ные суспензии резины из бутадиеновых и натуральных каучуков, а также поли­этилена в соляровом масле или керосине, соапстоки, полиметил- силоксан (ПМС), сивушные масла, кальциевый мылонафт, карболи­неум, реагенты на основе синтетических высших жирных спиртов, нейтрализованные контакты — соли сульфонафтеновых кислот — чер­ный (НЧК), керосиновый, газойлевый (ГК); окисленный петро- латум.

Следует также иметь в виду, что некоторые пеногасители ток­сичны (например, сивушные масла), нетермостойки или летучи при повышенных температурах.

 

Смазочные добавки предназначены для уменьшения коэффициента трения и интенсивности износа деталей породоразрушающего инстру­мента (прежде всего подшипников долот) и бурильных труб, а также для снижения вращающего момента, необходимого для преодоления сопротивлений трения, встречаемых бурильной колонной при ротор­ном бурении, и уменьшения зависания колонны на стенках скважины при работе с забойными двигателями.

Некоторые из- рассмотренных выше реагентов сами обладают смазывающими свойствами (КЦМ, СЭЦ, крахмал). Другие же не только не обладают такими свойствами, но и способствуют образо­ванию фильтрационных корок с повышенным коэффициентом трения (например, УЩР).

В качестве смазочных добавок используют синтетические жирные кислоты, кубовые остатки, получаемые при дистилляции жирных кислот, соапстоки, окисленный петролатум и некоторые другие вещества.

В качестве смазочных добавок в РФ довольно широко исполь­зуют окисленный петролатум, средние и высшие фракции синтети­ческих жирных кислот (СЖК) и их кубовые остатки, различные соапстоки, гудроны жировой промышленности и другие материалы. Наиболее широко применяется СМАД-1 — смесь окисленного петро- латума с дизельным топливом в соотношении 2: 3. Оптимальная добавка ее в зависимости от содержания твердой фазы и плотности промывочной жидкости колеблется от 1 до 4%.

Для уменьшения вращающего момента, необходимого для пре­одоления сопротивлений трения бурильной колонны о стенки сква­жины, и степени зависания колонны на стенках при бурении с забой­ными двигателями широко применяются добавки 0,8—1,5% графита по массе от объема циркулирующей жидкости и 8÷15% нефти или дизельного топлива.

Наилучший эффект достигается при совместном применении смазывающей добавки и графита.

 

§ 6. ХИМИЧЕСКАЯ ОБРАБОТКА ПРОМЫВОЧНЫХ ЖИДКОСТЕЙ НА ВОДНОЙ ОСНОВЕ

 

Свойства промывочной жидкости изменяются в процессе бурения. В зависимости от причины, вызывающей изменение, выбирают способ регулирования или стабилизации свойств.

Одной из причин является увеличение концентрации тонкодис­персной твердой (прежде всего глинистой) фазы, сопровождающееся ростом пластической и условной вязкостей, статического напряжения сдвига и в меньшей степени плотности промывочной жидкости. Для предотвращения интенсивного увеличения вязкости целесообразно следить за концентрацией твердой фазы и регулярно удалять весь излишек ее, чтобы поддеряшвать заданные плотность и статическое напряжение сдвига. Если этого недостаточно, к промывочной жидко­сти добавляют реагент—понизитель вязкости. При разбуривании мощных глинистых толщ дисперсионной среде промывочной жидкости следует придавать способность подавлять склонность выбуриваемых глинистых частиц к пептизации и набуханию в воде. Промывочные жидкости, обладающие такой способностью, условно названы ингибированными, а обработка с целью придания способности подавлять пептизацию — ингибированием.

Другой причиной изменения свойств промывочной жидкости является коагуляция ее под влиянием водорастворимых солей, по­ступающих в составе выбуренной породы, и солей, содержащихся в пластовых жидкостях и газах. Коагуляция сопровождается ростом водоотдачи, статического напряжения сдвига и условной вязкости. В зависимости от концентрации солей и валентности ионов суще­ственно меняется сложность химической обработки. Иногда, в основ­ном при малой минерализации, достаточно добавить к промывочной жидкости понизитель водоотдачи, чтобы стабилизировать ее.В дру­гих случаях вместе с понизителем водоотдачи вводят кальциниро­ванную соду (реже фосфаты), чтобы связать в нерастворимое соедине­ние кальций и магний; часто требуется более сложная обработка комбинацией реагентов—понизителей водоотдачи и вязкости. Надо сказать, что такие комбинированные обработки, как правило, более эффективны и требуют меньшего расхода реагентов, чем обработка каким-то одним веществом. Очень распространена, например, обра­ботка УЩР совместно с лигносульфонатами.

При повышении минерализации промывочной жидкости часто целесообразно сохранять в ней лишь минимум коллоидной фракции бентонитовой глины, заменяя остальную часть твердой фазы мате­риалом, не чувствительным или малочувствительным к коагулиру­ющему воздействию солей (например, мелом); при высокой минера­лизации вместо бентонитовых глин следует применять палыгорскит.

Третья причина — изменение щелочности промывочной жидко­сти вследствие ее минерализации. Поэтому для поддержания задан­ных свойств химически обработанной промывочной жидкости важно поддерживать оптимальный для данного понизителя водоотдачи или вязкости диапазон рН с помощью добавки каустической (или кальцинированной) соды, а к некоторым ингибированным раство­рам — извести.

Четвертая причина — повышение температуры промывочной жидкости по мере углубления скважины. С ростом температуры, как правило, увеличивается статическое напряжение сдвига, умень­шаются пластическая вязкость промывочной жидкости и динамиче­ская вязкость фильтрата ее, возрастает водоотдача. При повышенных и высоких температурах некоторые реагенты могут разлагаться. Поэтому с ростом температуры может возникнуть необходимость замены одних, менее термостойких реагентов другими, более термо­стойкими, либо введения дополнительного реагента, способного повысить термостойкость основных веществ, которыми обработана промывочная жидкость.

Свойства однажды обработанного промывочного раствора со временем изменяются не только из-за поступления в него новых пор­ций твердой фазы, солей и воды, но и вследствие уменьшения кон­центрации реагента в результате адсорбции последнего на стенках скважины, на частицах выбуренной породы, выбрасываемых в очист­ной системе из раствора, а также в результате отфильтровывания в проницаемые породы вместе с дисперсионной средой. Поэтому хими­ческую обработку проводят многократно, периодически добавляя в промывочную жидкость новые порции реагентов. Как правило, расход реагентов при первичной обработке в несколько раз больше, чем при каждой повторной операции. Следует, однако, иметь в виду, что при многократной обработке промывочной жидкости одним и тем же реагентом эффективность каждой последующей операции сни­жается. Поэтому целесообразно чередовать реагенты или практико­вать комбинированные обработки.

При разбуривании мощных толщ глинистых пород или череду­ющихся глинистых и хемогенных пород хороший эффект достигается, если используют ингибированные промывочные жидкости. В ка­честве ингибирующих реагентов, резко замедляющих пептизацию и набухание глинистых частиц разбуриваемых пород в дисперсион­ной среде промывочной жидкости, применяют в основном водорас­творимые соли и гидроокись кальция, которые оказывают коагули­рующее воздействие на глины. Поскольку при коагуляции возра­стают водоотдача, условная вязкость и статическое напряжение сдвига, наряду с ингибирующим реагентом в промывочную жидкость необходимо вводить понизитель водоотдачи и вязкости. При такой комбинированной обработке существенное увеличение содержания твердой фазы но вызывает столь интенсивного роста вязкости, как это наблюдается в неингибированных промывочных растворах. Это имеет важное значение, особенно в тех случаях, когда для бурения требуется промывочная жидкость с большой плот­ностью.

Применяются следующие разновидности ингибированных гли­нистых растворов.

1 - Известковые, в которых ингибирующим реагентом является известь, понизителем вязкости — лигносульфонаты, УЩР, ПФЛХ или окисленные лигнины, а понизителем водоотдачи — крахмал, КМЦ, иногда УЩР. Такие растворы имеют удовлетворительные реологические и фильтрационные свойства при рН > 12 и содержа­нии ионов кальция в фильтрате не более 300 г/м³, а растворы с не­большим содержанием глинистой фазы — при рН > 10,5. С увели­чением степени дисперсности глины добавку извести и понизителя вязкости необходимо увеличивать. Так, если для обработки раствора из гидрослюдистой глины требуется примерно 0,3—0,5% извести, то для раствора из высокодисперсной монтмориллонитовой глины — 0,5—0,8%. Растворимость извести и рН фильтрата регулируют до­бавкой каустической соды: с увеличением содержания щелочи рас­творимость извести уменьшается.

Известковые растворы, как правило, не рекомендуется приме­нять при температурах свыше 100—120° С вследствие резкого увели­чения водоотдачи и опасности загустевания п даже затвердения в покое, особенно при повышенном содержании тонкодисперсных глин.

2 - Гипсовые, в которых ингибирующим реагентом служит суль­фат кальция (источником последнего являются гипс, алебастр или ангидрит), понизителем вязкости — феррохромлигносульфонат, по­низителем водоотдачи — КМЦ, а при температурах свыше 180° С — бурый уголь, обработанный соединениями хрома. Эти растворы оказывают более сильное ингибирующее действие, чем известковые, поскольку содержание катионов кальция в них колеблется от 0,8 до 1,2 кг/м³. Гипсовые растворы наиболее эффективны при рН = 8,5÷9,5 и не загустевают при повышении температуры до 190° С при обработке КМЦ с феррохромлигносульфонатом и до 260° С — при замене КМЦ хромированным бурым углем.

Оптимальное значение рН поддерживают добавкой щелочи.

3 - Высококальциевые, в которых ингибитором является хло­ристый кальций, понизителем вязкости — лигносульфонаты и окис­ленные лигнины, а понизителем водоотдачи — КССБ или КМЦ. Содержание ионов кальция в фильтрате может колебаться от 0,8 до 5 кг/м³, оптимальный диапазон рН = 8÷10. Для регулирова­ния рН можно использовать каустическую соду или известь. Иссле­дования показали, что более эффективны высококальциевые рас­творы с содержанием Са" от 2 до 3 кг/м³, обработанные 0,12—0,15% извести. Фильтрат такого раствора значительнее замедляет темп снижения прочности глинистых пород и аргиллитов при увлаж­нении.

Хлоркальциевые растворы можно применять при температуре 130—170° С (в зависимости от термостабильности понизителя водо­отдачи).

4 - Бариевые, в которых ингибирующим реагентом является гидро­окись бария, а понизителем водоотдачи — КССБ. Эти растворы отличаются наиболее сильным ингибирующим действием.

При выборе способа ингибирования следует обязательно учиты­вать возможный экономический эффект, поскольку стоимость неко­торых реагентов высока, а расход их значителен.

Промывочную жидкость обрабатывать химическими реагентами следует только предварительно очистив ее от обломков выбуренных пород и избытка твердой фазы.

При некоторых видах комбинированной химической обработки имеет значение последовательность ввода реагентов. Необходимо учитывать также состав реагентов, которые использовались для пред­шествующей обработки, поскольку некоторые реагенты несовме­стимы друг с другом. Например, глинистый раствор, ранее обрабо­танный УЩР, можно обрабатывать хлористым кальцием только в том случае, если содержание гуматов в фильтрате не превышает 0,1%. В противном случае до обработки необходимо снизить кон­центрацию гуматов разбавлением свежим глинистым раствором.

 

§ 7. РЕГУЛИРОВАНИЕ ПЛОТНОСТИ ПРОМЫВОЧНЫХ ЖИДКОСТЕЙ НА ВОДНОЙ ОСНОВЕ

 

Для удобства дальнейшего изложения материала введем поня­тие о коэффициенте аномальности пластовых давлений. Под коэф­фициентом аномальности k_а подразумевается отношение величины пластового давления в рассматриваемой точке проницаемого гори­зонта к давлению столба пресной воды, высота которого равна рас­стоянию этой точки от устья скважины:

(5.4)

где р_пл — пластовое давление в данной точке горизонта в Па; ρ_в — плотность пресной воды в кг/м³; z — глубина, на которой находится рассматриваемая точка от устья скважины в м.

Для предотвращения притока пластовых жидкостей и газов в скважину необходимо, чтобы давление столба промывочной жидко­сти в ней было несколько выше пластового. Поэтому величину плот­ности промывочной жидкости выбирают с учетом коэффициентов аномальности в тех горизонтах, которые будут вскрыты в процессе бурения интервала от башмака предыдущей колонны до глубины спуска последующей обсадной колонны. Таким образом, величина плотности промывочной жидкости, минимально необходимая для предотвращения притока пластовых жидкостей и газов,

ρ=k_бk_аρ_вz, (5.5)

где k_б— коэффициент резерва, обычно принимают k_б = 1,1÷1,15 в скважинах глубиной до 1200 м и k_б = 1,05÷1,1 в более глубоких скважинах; k_а — наибольший коэффициент аномальности пласто­вых давлений в рассматриваемом интервале; z — глубина залегания горизонта с наибольшим коэффициентом аномальности в м.

Плотность промывочной жидкости иногда приходится повышать также для предотвращения осыпания или обваливания неустойчи­вых горных пород.

Плотность промывочной жидкости, содержащей необходимое количество высокодисперсной монтмориллонитовой глины для по­лучения стабильной суспензии с небольшой водоотдачей, невелика и обычно не превышает 1050—1100 кг/м³. Сравнительно небольшое увеличение плотности (на 200—300 кг/м³)возможно путем добавле­ния малоколлоидных глин с плотностью 2500—2700 кг/м³, как это часто делают на практике. Однако такое решение нельзя считать лучшим: даже для небольшого повышения плотности приходится значительно увеличивать концентрацию твердой фазы, так как вместе с глиной, вызывающей увеличение вязкости и чувствительной к коагулирующему влиянию минерализации, в промывочную жидкость необходимо добавлять значительное количество воды или водного раствора понизителя вязкости, а часто и понизитель водо­отдачи.

Во многих случаях для сравнительно небольшого повышения плотности промывочной жидкости вместо малоколлоидных глин целесообразно добавлять мел с плотностью 2700—2900 кг/м³. Поверх­ность мела гидрофобна, поэтому для смачивания тонкомолотого мела требуется значительно меньше воды, чем способна связывать глина, и при одинаковой по массе добавке мела вязкость промывочной жидкости увеличивается гораздо меньше, чем при добавке глины. Кроме того, мел инертен к влиянию минерализации, не растворяется в воде, и поэтому сам не оказывает вредного влияния на промывоч­ную жидкость.

Более значительное увеличение плотности промывочной жидкости достигается добавлением специальных тонкомолотых тяжелых ми­нералов (утяжелителей). Такие минералы должны иметь большую плотность, не должны быть абразивными. Утяжелители не должны содержать водорастворимые соли, способные коагулировать промы­вочный раствор.. Они должны быть достаточно тонко помолоты, и их гранулометрический состав должен изменяться в узком диапазоне, так как излишне крупные частицы могут осаждаться в покое в промы­вочной жидкости, а слишком мелкие интенсифицируют рост вязкости.

Лучшим утяжелителем является баритовый, получаемый при помоле природного минерала тяжелого шпата (сульфат бария). Плотность чистого сульфата бария достигает 4600 кг/м³. Для нужд бурения поставляются технические сорта барита, содержащие раз­личные примеси (кремнезем, известняк, доломит и др.).

Помимо барита, довольно широко используются железистые утяжелители (гематит Fe₂0₃, магнетит Fe₃0₄, концентрат колош­никовой пыли FeO • Fe₂0₃, офлюсованный агломерат), а иногда также шлаки медных и свинцовых руд. Эти утяжелители обладают гораздо большей абразивностью по сравнению с баритом. Применение их обусловлено более высокой плотностью и частично нехваткой ба­ритового утяжелителя.

Перед утяжелением из промывочной жидкости следует удалить избыток глины, а затем обработать химическими реагентами с таким расчетом, чтобы водоотдача не превышала 10 см³ за 30 мин, условная вязкость была не более 25—30 с по СПВ-5, а статическое напряжение сдвига было достаточным для удержания частиц утяжелителя, но не превышало 4—5 Па. Промывочную жидкость весьма полезно ингибировать.

Утяжелитель добавляют в промывочную жидкость во влажном состоянии. Сухой утяжелитель вводить в нее не рекомендуется, так как адсорбированные на твердых минералах частицы воздуха увеличивают условную вязкость жидкости и замедляют интенсив­ность роста плотности. Так как при добавлении утяжелителя услов­ная вязкость промывочной жидкости повышается вследствие уве­личения концентрации твердой фазы, целесообразно утяжелитель предварительно увлажнить водным раствором понизителей вязкости и водоотдачи. Это позволяет достичь более интенсивного увеличения плотности при небольшом повышении вязкости.

Необходимый расход утяжелителя (в кг) для приготовления 1 м³ утяжеленного промывочного раствора можно найти по следующей формуле, которая при т ₁ = 1 впервые была получена Н. А. Кулигиным:

 

 

где ρ_у, ρ_к, ρ и ρ_ж — плотность соответственно утяжелителя, утя­желенной промывочной жидкости, исходной промывочной жидкости, водного раствора реагентов (или воды), добавляемого с утяжелите­лем для уменьшения вязкости, в кг/м³; т₁— отношение объема вод­ного раствора реагентов (или воды), добавляемого для снижения вяз­кости, к объему вводимого утяжелителя.

В процессе бурения вязкость утяжеленного промывочного рас­твора постепенно возрастает вследствие увеличения концентрации твердой фазы за счет тонких фракций выбуренных пород и коагу­лирующего влияния солей. Для снижения вязкости раствор обычно разбавляют водой и обрабатывают понизителем водоотдачи, а так как при этом плотность снижается, добавляют новую порцию утя­желителя. В результате со временем на буровой образуется большой избыток утяжеленного раствора, сильно возрастает расход утяже­лителя и реагентов на поддержание его заданных свойств.

Расход утяжелителя и реагентов и стоимость обработки можно существенно снизить, если по мере образования избыточного рас­твора регенерировать утяжелитель из него. Для этого периодически из циркуляционной системы отбирают некоторую часть утяжелен­ного раствора, разбавляют ее водой в 3—5 раз и затем направляют в специальную гидроциклонную установку. В гидроциклоне раз­бавленный раствор под действием центробежных сил расслаивается, наиболее ценные фракции утяжелителя отделяются из раствора и удаляются через нижний слив циклона в специальную емкость (например, в глиномешалку), а сильно разбавленная глинистая суспензия с некоторой частью самых тонких и наименее ценных ча­стиц утяжелителя через верхний слив циклона отводится в отвал.

Регенерированный утяжелитель вновь вводят в циркулирующую промывочную жидкость.

При разбуривании неглинистых пород (например, карбонатных, сульфатных и др.) промывочные жидкости с плотностью до 1800 кг/м³ могут быть получены путем размалывания шлама выбуренных пород в шаровых или вибрационных мельницах мокрого помола и после­дующей стабилизации суспензии добавкой КМЦ, КССБ, ССБ или синтетических сульфоэфиров целлюлозы. Как показали опытно- промышленные испытания, такой способ может дать больший эко­номический эффект по сравнению с использованием тяжелых мине­ралов.

 

§ 8. ПРОМЫВОЧНЫЕ ЖИДКОСТИ НА НЕВОДНОЙ ОСНОВЕ

 

Промывочные жидкости на неводной основе предназначены в основном для вскрытия продуктивных пластов, когда растворы на водной основе вредно влияют на продуктивность; для бурения с отбором керна, когда необходимо получить образцы пород, не за­грязненные фильтратом (для определения истинной нефтенасыщен- ности, содержания погребенной воды, прдницаемости); для разбу- ривания аргиллитов и сланцеватых глин, склонных к потере устой­чивости и осыпанию (или обваливанию) под воздействием фильтрата водных растворов; для проходки скважин с высокой температурой и нередко высокими коэффициентами. аномальности пластовых да­влений, когда трудно поддержать промывочный раствор на водной основе в хорошем состоянии; для разбуривания хемогенных отложе­ний (особенно при чередовании галита с калийно-магниевыми солями или пропластков калийно-магниевых солей), которые легко рас­творяются в водных промывочных жидкостях. Жидкости на невод­ной основе можно использовать также при капитальном ремонте скважин и для временной консервации последних.

Промывочные жидкости на неводной основе представляют собой сложную многокомпонентную коллоидно-химическую систему, дис­персионной средой в которой служат жидкие нефтепродукты, чаще всего дизельное топливо. Существует довольно много рецептур таких жидкостей, существенно отличающихся друг от друга.

Наиболее перспективными являются известково-битумные рас­творы (ИБР), в состав которых помимо дизельного топлива входят высокоокисленный битум, окись кальция высокой степени актив­ности, стабилизирующее ПАВ и небольшое количество воды.

Свойства ИБР существенно зависят от химического состава дизельного топлива, прежде всего от соотношения в нем парафиновых и нафтеновых углеводородов, и от состава битума, являющегося дисперсной фазой растворов. Дизельное топливо представляет собой сложную смесь углеводородов различных классов с небольшим со­держанием смолистых веществ и нафтеновых кислот. Химический состав его зависит от типа исходной нефти и технологии переработки последней. Соотношением парафиновых и нафтеновых углеводородов в дизельном топливе контролируется степень коагуляции асфаль- тенов, которые обусловливают структурообразование в ИБР.

Для приготовления ИБР используют высокоокисленный битум специальной марки с температурой размягчения не ниже 135—140° С, а для высокотемпературных скважин — не ниже 145—150° С.

Для регулирования структурно-механических свойств (стати­ческого напряжения сдвига, вязкости, фильтрации и частично плот­ности), устойчивости по отношению к воде и температуростой кости растворов на нефтяной основе используют высокоактивную окись кальция. Последняя, реагируя с водой, образует тонкодисперсную известь — пушенку с очень высокой удельной поверхностью (при­мерно 3000 м²/кг), способствующую стабилизации раствора. Окон­чательная стабилизация достигается введением ионогенного ПАВ, обычно сульфонатриевых солей СНС.

При необходимости получить ИБР с повышенной плотностью к нему добавляют утяжелитель, в качестве которого рекомендуется использовать барит с влажностью не более 5—6%. Барит пред­варительно обрабатывают сульфонатриевыми солями, получают па­стообразную смесь, в которой твердая фаза тщательно диспергиронана и гидрофобизована ПАВ. Перемешивая такую пасту с неутяжелепным ИБР, получают систему с заданной плотностью.

В зависимости от качества дизельного топлива и битума, темпе­ратуры скважины и заданных свойств ИБР соотношение отдельных компонентой и нем колеблется примерно в таких пределах: дизель­ное топливо — 40—(i0% (по объему), битум — 12—25% (по массе от объема), известь негашеная с активностью не ниже 70% — 12— 30% (по массе от объема), вода — 0—10% (по объему), сульфона- триевые соли — 1—5%. Чем выше заданная плотность ИБР, тем больше вводят барита и тем меньше требуется битума и извести. Чем выше температура, тем больше должна быть активность извести.

Изпестково-битумные растворы отличаются большой стабиль­ностью, пока содержание воды в них не превысит примерно 20%. Дли связывания воды, поступающей в ИБР в процессе бурения, добавляют известь и при необходимости ПАВ. Если при добавке навести раствор чрезмерно загустевает, вязкость снижают, разба- илян его свожим ИБР. Плотность ИБР можно регулировать в ши­роком диапазоне от 900 до 2500 кг/м⁸.

Приготовление ИБР связано с некоторыми трудностями. При обычной температуре высокоокисленный битум плохо растворяется в дизельном топливо, поэтому последнее требуется подогревать примерно до 80 С. Обычно предварительно готовят концентрат битума в сравнительно небольшом объеме нагретого дизельного топлива, а затем уже на базе концентрата приготовляют ИБР. При взаимодействии СаО с водой выделяется некоторое количество тепла, способствующее лучшему распусканию битума.

Растворы на нефтяной основе являются, как правило, нефиль- трующимися жидкостями: даже при высоком перепаде давлений дис­персионная среда из них либо совершенно не отфильтровывается в проницаемую породу, либо объем фильтрата не превышает 1—3 см³ за 30 мин. Частицы выбуренных пород, в том числе глинистых, не распускаются в таких растворах, а частицы хемогенных пород не влияют на качество растворов. Растворы на нефтяной основе не содержат веществ, которые могли бы ухудшить проницаемость коллекторов. Они чувствительны к температуре: с ростом темпера­туры возрастает фильтрация, уменьшается вязкость, более заметно, чем у жидкостей на водной основе, уменьшается плотность, некото­рые растворы при повышенных температурах утрачивают стабиль­ность. Поэтому рецептуру раствора следует подбирать обязательно е учетом забойной геостатической температуры в скважине.

Стабильность растворов на нефтяной основе существенно зависит от содержания воды: некоторые растворы расслаиваются уже при попадании в них 8—10% воды, другие, например ИБР, остаются стабильными даже при поступлении 15% минерализованной воды. При бурении необходимо предотвращать поступление воды в рас­творы на нефтяной основе: хранить их в закрытых емкостях, приме­нять закрытую (от атмосферных осадков и грунтовых вод) систему циркуляции и т. д. Следует также систематически контролировать содержание воды в растворе и при необходимости связывать ее негашеной известью.

Растворы на нефтяной основе приготовляют из сравнительно дорогих материалов. Стоимость 1 м³ такого раствора кратно выше стоимости 1 м³ промывочной жидкости на водной основе. Поскольку свойства растворов на нефтяной основе очень мало изменяются при бурении и длительном хранении, целесообразно один и тот же объем раствора использовать многократно, для промывки несколь­ких скважин. В этом случае стоимость раствора, приходящаяся на одну скважину, заметно сократится. Применение растворов на нефтяной основе может иногда увеличить стоимость собственно бурения скважины. Но экономия, которая получается благодаря резкому сокращению продолжительности освоения, а также вслед­ствие высокого дебита освоенной скважины, может перекрыть до­полнительные затраты на бурение.

 

§ 9. ЭМУЛЬСИОННЫЕ ПРОМЫВОЧНЫЕ ЖИДКОСТИ

 

Эмульсионные промывочные жидкости применяются двух типов:

1. Эмульсии I рода, или типа «масло в воде», в которых диспер­сионной (внешней) средой является вода, а нефть или нефтепродукт — дисперсной фазой, равномерно распределенной в объеме раствора в виде тончайших глобул. Хорошими считаются эмульсии, в которых капельки нефти стабилизированы и имеют диаметр от 0,1 до 0,6 мм. Промывочные жидкости этого типа обычно называют нефтеэмульсионными.

2. Эмульсии II рода, или обращенные, типа «вода в масле»; в них внешней средой является нефть или нефтепродукт, а вода диспергирована в виде тончайших глобул и равномерно распреде­лена в объеме раствора.

На поверхности контакта нефтепродукта с водой существует высокое поверхностное натяжение. Если смесь из двух таких взаимно нерастворяющихся жидкостей интенсивно перемешать, образуется эмульсия: жидкость с более высоким поверхностным натяжением будет диспергирована в виде тонких глобул в другой жидкости. Так как на поверхности раздела двух фаз существует высокое поверх­ностное натяжение, свободная поверхностная энергия диспергиро­ванных глобул весьма велика. Но всякая система стремится к умень­шению свободной поверхностной энергии, поэтому, если такую эмуль­сию оставить в покое, диспергированные глобулы, входя в контакт друг с другом, будут сливаться, и эмульсия разрушится, расслоится на две самостоятельные фазы. Чтобы эмульсия была стабильной, необходимо ввести третью фазу — эмульгатор.

Эмульгатор — это сложное химическое соединение, одна часть молекулы которого хорошо растворима в воде, а другая — в нефте­продукте. Благодаря этому эмульгатор концентрируется на поверх­ности раздела фаз, уменьшает поверхностное натяжение на этой границе и тем самым препятствует слиянию глобул в отдельные крупные капли при контактировании; кроме того, вокруг каждой глобулы образуется тонкая, но плотная механическая пленка, которая стабилизирует глобулу. Стабилизация глобул возможна также за счет адсорбции на их поверхности ионов из дисперсионной среди. И розульгате адсорбции глобулы приобретают электрический заряд, а одноименно заряженные частицы всегда взаимно отталки­ваю тог.

Выбор эмульгатора предопределяет 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.

 

Нефтеэмульсионные растворы широко применяют при бурении скважин. Их приготовляют путем добавления к обычной промывоч­ной жидкости 5—30% (по объему) нефти или нефтепродукта (обычно дизельного топлива) и прокачивания через циркуляционную систему скважины в точение двух-трех циклов. Чаще всего концентрация нефти составляет 8—15%. Еслиисходная промывочная жидкость была хорошо стабилизирована понизителями водоотдачи и вязкости, последние, а также топкодиспоргиропанные глинистые частицы выполинют обычно функцииэмульгатора, и специального ПАВ для стабилизации эмульсии вводить не требуется. Ввысокоминерализованнмх и высококальциевых растворах содержащиеся в водной среде электролиты могут нейтрализовать заряд на эмульгированных глобулах, что способствует слиянию их в крупные капли. Для ста­билизации таких эмульсий необходимо либо увеличить концентра­цию понизителя водоотдачи (например, крахмала или КМЦ), а нередко и понизителя вязкости, либо ввести специальный ПАВ — эмульгатор. В качестве эмульгаторов используют различные кон­такты (НЧК, газойлевый), сульфонол и др. Лучшими являются, по-видимому, неионогенные ПАВ.

При добавлении нефти к водной промывочной жидкости резко уменьшаются липкость фильтрационных корок и, следовательно, момент, потребный для вращения бурильной колонны, сила трения труб о стенки скважины при осевых перемещениях колонны и зави­сание последней на стенках скважины; существенно снижается опас­ность образования сальников из обломков выбуренных пород на долоте и выступающих наружу элементах бурильной колонны; сни­жается водоотдача раствора; заметно возрастают механическая ско­рость проходки и нередко проходка за рейс долота.

Следует иметь в виду, что добавка нефти не может существенно изменить структурно-механические свойства раствора. Поэтому в эмульсии превращать следует только хорошо стабилизированные промывочные жидкости с удовлетворительными свойствами. Свой­ства нефтеэмульсионных растворов регулируют так же как и дру­гих промывочных жидкостей на водной основе. Из хорошо стабили­зированного нефтеэмульсионного раствора отфильтровывается только дисперсионная среда — вода. Появление в фильтрате нефти свиде­тельствует о недостаточной стабилизации раствора.

Использование солевых нефтеэмульсионных промывочных рас­творов при разбуривании хемогенных (сульфатно-солевых) отложе­ний позволяет значительно сэкономить расход барита и реагентов и снизить общую стоимость промывочной жидкости.

 

Обращенные эмульсионные растворы. Созданы обращенные эмуль­сионные растворы, содержащие до 80% воды. В качестве эмульгато­ров в них используются кальциевые мыла жирных кислот, особенно водорастворимые с окисью этилена, аминов, амидов, сульфонатровые соли и другие ПАВ. Такие эмульсии, как и все другие растворы на нефтяной основе, не затвердевают при высоких температурах, не изменяются под действием солей и сульфатных пород, инертны в отношении глин и аргиллитов. Из хорошо стабилизированной эмульсии II рода в качестве фильтрата выделяется лишь небольшое количество нефтепродукта; появление в составе фильтрата воды является признаком недостаточной концентрации эмульгатора или неправильного выбора его.

Одним из основных недостатков эмульсий II рода является их стремление к обращению фаз и превращению в нефтеэмульсионный раствор при увеличении температуры выше 50° С или повышении содержания твердой фазы для увеличения плотности выше 1400 кг/м³. Устранению этого недостатка значительно способствует применение гидрофобных аминосоединеиий, которые способны адсорбироваться на поверхности глинистых частиц.

Свойства обращенных эмульсий (фильтрацию, вязкость, стати­ческое напряжение сдвига) регулируют подбором типа эмульга­тора и его концентрации, введением обработанных аминами глин, способствующих структурообразованию, изменением соотношения нефть: вода, фракционного состава и концентрации частиц твердой фазы либо комбинацией этих факторов.

Поскольку в обращенном эмульсионном растворе на долю жидких нефтепродуктов приходится не более 20—30% (по объему), стоимость его значительно ниже, чем прочих растворов на нефтяной основе, где доля жидких нефтепродуктов достигает 50%.

При применении растворов на нефтяной основе, в том числе и обращенных эмульсий, возникают трудности с измерением электри­ческого сопротивления пластов, так как из-за большого удельного электрического сопротивления самой промывочной жидкости не­возможны электрокаротаж и микрозондирование. Тем не менее достаточно обширную геофизическую информацию о вскрытых сква­жиной породах можно получить с помощью индукционного, ней­тронного, акустического, температурного, гамма- и гамма-гамма- каротажей, ядерного магнитного резонанса. Часто можно ограни­читься индукционным, нейтронным и гамма-гамма-методами.

 

§ 10. ГАЗООБРАЗНЫЕ АГЕНТЫ И АЭРИРОВАННЫЕ ПРОМЫВОЧНЫЕ ЖИДКОСТИ

 

Для разбуривания проницаемых пород с низкими коэффициентами аномальности пластовых давлений (k_а <1), а также с целью повы­шения скоростей бурения и проходки на одно долото в устойчивых породах целесообразно применять промывочные жидкости с плот­ностью ниже 1000 кг/м³. Плотность промывочной жидкости сни­жают введением в ее состав газа (воздух, природные газы, иногда выхлопные газы двигателей внутреннего сгорания). Таким путем плотность можно регулировать в широком диапазоне: примерно от 1,3 до 1000 кг/м³.

Газообразные агенты общедоступны. При бурении в сухом разрезе они обеспечивают хорошую очистку забоя от обломков выбуренной породы и удаление последних на дневную поверхность, удовлетво­рительное охлаждение трущихся поверхностей, в том числе специальнo сконструированных долот, способствуют получению более п ы го к п ч технико-экономических показателей по сравнению с использованисм капельных жидкостей, уменьшают зависание бурильной колонны на стенках скважины и величину крутящего момента, необходимого для вращения колонны. Все это обусловило широкое применение газообразных агентов при бурении нефтяных и газовых скважин, а также мелких скважин в угольной, горнорудной и дру­гих отраслях промышленности. В нашей нефтегазовой промышлен­ности из-за отсутствии специального оборудования бурение с про­дувкой почти не ведется.

Газообразные агенты удовлетворяют лишь некоторым из требо­ваний, который предъявляют к промывочной жидкости. Поэтому применять их рекомендуется в основном при разбуривании много-.нетнемерзлых пород, сухих устойчивых пород, а также объектов с низкими коэффициентами аномальности (к_а ≤1), не содержащих глинистых частиц.

Если в процессе бурения в скважину поступает небольшое коли­чество воды (примерно до 0,5 м³/ч) и среди выбуренных обломков содержатся глинистые частицы, то последние, увлажняясь, сли­паются друг с другом и образуют сальник, который поток газа не в состоянии удалить из скважины. Для предотвращения сальпико- образования в поток газа приходится вводить небольшие количества специальных поверхностно-активных веществ, способных создавать с водой стойкие пены и не допускать слипания частиц. В зависимости от степени минерализации воды и состава выбуренных частиц суще­ственно меняется эффективность действия ПАВ. Наиболее эффектив­ными как в пресной, так и в соленой воде являются сульфонат и смесь его с оксиэтилированным полифенолом ОП-Ю. Они могут быть использованы при разбуривании глинистых и неглинистых по­род. При разбуривании неглинистых пород и малоколлоидальных глин в присутствии пресной или минерализованной воды удовлетво­рительные результаты можно получить, применяя добавки ОП-Ю, а при небольшой минерализации воды (не более 5% NaCl) также добавки ПАВ «Прогресс», сульфонола и некоторых других.

ПАВ вводят в поток газа в виде водного раствора. Концентра­цию его в воде выбирают с таким расчетом, чтобы вязкость раствора была небольшой, а соотношение между количеством выбуренных частиц на забое (по массе) и объемом воды не превосходило некото­рого предела. Так, при разбуривании глинистых пород и использо­вании сульфоната это соотношение не должно превышать 1: 2, а при разбуривании безглинистых пород — 1:1; при использова­нии ОП-Ю концентрация выбуренных глинистых пород не должна превышать 1: 2÷1: 5, а безглинистых — 1: 1÷1: 2.

При умеренных водопритоках (до 8 м³/ч) на забое при бурении образуется подвижная пульпа, которая достаточно легко удаляется потоком воздуха. Трудности возникают обычно при попытке восста­новить циркуляцию после продолжительного простоя. За время простоя на забое скапливается большой объем жидкости, для уда­ления которой требуется значительное повышение давления в ком­прессорах. Следовательно, в этих условиях для бурения о продувкой требуются компрессоры повышенной мощности, рассчитанные на сравнительно кратковременную работу при достаточно высоких давлениях (3—6 МПа и более).

При бурении с продувкой практически невозможно создать сколько-нибудь существенное противодавление на стенки скважины и предотвратить приток пластовых жидкостей и газов. Поэтому перед вскрытием горизонтов со значительным коэффициентом аномаль­ности, а также сыпучих, слабосцементированных пород и плывунов скважину обязательно заполняют капельной промывочной жидко­стью.

При бурении с продувкой воздухом иногда возникают взрывы в скважине. Они являются следствием образования взрывоопасной смеси воздуха с углеводородами, поступающими в скважину из какого-либо горизонта. Смесь становится взрывоопасной при кон­центрации метана в воздухе 6,5—12,8% объемн. Для уменьшения опасности возникновения взрывов рекомендуется в поток воздуха добавлять некоторое количество водного раствора пенообразую- щего ПАВ. Если во время простоя в скважине может скопиться нефть или конденсат, целесообразно перед восстановлением циркуляции воздуха в скважину закачать разделительную порцию воды и пены.

При бурении с продувкой природным газом существует опасность возникновения пожара. Ликвидируют такой пожар, прежде всего прекращая подачу газа и закачивая вместо него в скважину водную промывочную жидкость.

Следует отметить, что при использовании газообразных агентов интенсифицируется износ бурильных труб. Это обусловлено как абразивным воздействием выбуренных частиц, движущихся в вос­ходящем потоке газа с более высокой скоростью, чем при промывке скважины капельной жидкостью, так и трением колонны труб о стенки скважины, на которых нет глинистой корки. Сказывается также влияние более высоких напряжений в колонне, поскольку выталкивающая сила газа ничтожна по сравнению с архимедовой силой капельной жидкости.

Аэрированные промывочные жидкости. При значительных водопритоках бурение с продувкой воздухом экономически нерентабель­но, так как резко возрастает потребная мощность компрессоров. К если 1с„ <1, целесообразно использовать аэрированные промывоч­ные жидкости. Такие жидкости получают путем смешивания воды пли рис тори на водной основе с заданным объемом воздуха, нагнетаемогокомпрессорами в смесительное устройство, которое встраи­вают и нагнетательную линию буровых насосов, либо путем доба­вления к промывочной жидкости пенообразующего ПАВ (напри­мер, сул(.фонола). Последний способ обычно используют при про­ходке сравнительно неглубоко залегающих горизонтов (до 500 м). Степень аэрации, т. е. отношение объемного расхода воздуха, при­веденного к нормальным условиям (давление 0,1 МПа, температура 20^о С), к объемному расходу капельной жидкости, регулируют с та­ким расчетом, чтобы не было притока пластовых жидкостей и газов по время бурения либо, если приток допустим, депрессия в пласте не превышала бы критическую, при которой может начаться разру­шишь скелета неустойчивой породы. Методика определения степени панщин в зависимости от заданного забойпого давления изложена в специальной литературе.

Аэрирование и inner только на плотность и условную вязкость промывочной жидкости (вязкость глинистых растворов при аэра­ции возрас тает). Поэтому свойства ее регулируют методами, опи- санными в предыдущих параграфах. Для лучшего диспергирования пузырьков воздуха и уменьшения проскальзывания их относительно жидкой фазы рекомендуется в аэрированную жидкость добавлять ПАВ (например, анионоактивные типа «Прогресс»), сульфонат, а при вскрытии нефтяных пластов неионогенные типа ОП-10 или ОП-7 и др.); при этом улучшается вынос обломков выбуренных пород, уменьшается загрязнение продуктивных пластов, заметно снижается потребный расход воздуха, и следовательно, необходимая мощность компрессоров.

При бурении с продувкой или промывкой аэрированной жидко­стью, особенно минерализованной, заметно интенсифицируется кор­розия оборудования. Для предотвращения коррозии стальных эле­ментов оборудования (например, бурильных труб) целесообразно в поток воздуха (или аэрированной жидкости) в качестве ингиби­тора вводить гидроокись кальция и тем поддерживать рН жидкой среды в скважине не ниже 10.

При бурении с продувкой или промывкой аэрированной жидко­стью несколько усложняется схема обвязки наземного оборудования и увеличивается состав комплекта его. Устье скважины обязательно герметизируют с помощью плашечных превенторов высокого давле­ния (см. лек. IX) и универсального либо вращающегося превентора или при отсутствии последних с помощью специального герметизи­рующего устройства низкого давления. Превенторы служат для герметизации устья в случае интенсивного притока пластовых жидкостей и газов и необходимости создания повышенного давления в скважине. Специальное же герметизирующее устройство предна­значено для предотвращения выхода струи воздуха (или аэрирован­ной жидкости) по кольцевому зазору между обсадной колонной и ведущей трубой непосредственно в буровую. Его размещают над превенторами.

 

 

§ 11. ПРИГОТОВЛЕНИЕ ПРОМЫВОЧНОЙ ЖИДКОСТИ НА ВОДНОЙ ОСНОВЕ

 

Глинистые растворы готовят как из порошкообразных материалов, получаемых путем сушки специально подобранных сортов глин хорошего качества и последующего размола, так и из комовых глиц, добываемых в местных карьерах. Для приготовления растворов из комовых глин применяют механические и гидромониторные мешалки, фрезерно-струйные мельницы, а из глинопорошков — также гидравлические мешалки эжекторного типа.

В отечественных буровых предприятиях распространены гидро­мониторные мешалки нескольких конструкций (Папировского, УПР-Р-2 Резниченко, ГВТФ-1 и ГСТ). Гидромониторный смеситель ГСТ (рис. 104) состоит из резервуара 2 емкостью 14 м³, загрузочного трапа 1 и гидромониторов 6. Резервуар 2 разделен перегородкой на два сообщающихся между собой отсека А и Б. В отсек А встроены шесть гидромониторов 6, направленных под углом к оси резервуара. Диспергирование комков глины (и утяжелителя) осуществляется за счет энергии струй жидкости, вытекающих с большой скоростью из гидромониторов, а также под воздействием интенсивного потока, который возникает в отсеке А при работе наклоненных к оси резер­вуара гидроциклонов.

 

 

 

 

Суспензия, образовавшаяся в отсеке А, перетекает в отсек Б, который перегородками разделен на четыре полости. Когда суспен­зия проходит между перегородками, из нее осаждаются комочки глины (или утяжелителя). Эти комочки под воздействием струй трех гидромониторов, смонтированных в отсеке Б, вновь возвращаются в отсек А. Освобожденная от комочков суспензия направляется в барабанный фильтр 3, а оттуда через сливную трубу в приемную емкость буровых насосов или в запасную емкость.

Для приготовления промывочного раствора гидромониторный смеситель системой трубопроводов соединяют с буровым (или спе­циально для этой цели установленным поршневым) насосом, который подает в гидромониторы воду (или жидкий раствор). Если комовая глина недостаточно высокого качества, для получения хорошего раствора суспензию, поступающую из отсека Б в приемную емкость, насосом вновь подают в гидромониторы, чем достигается лучшее диспергирование глинистых частиц. Чтобы насадки гидромониторов не засорились комочками материала, перед ними установлены фильтры.

По окончании работы смесителя резервуар очищают от осадка при помощи двухшарнирного гидравлического перемешивающего устройства 5. Образующаяся при очистке пульпа удаляется через люк 4.

Гидромониторные смесители имеют высокую производительность и позволяют легко механизировать загрузку сырья. Так, произ­водительность смесителя ГСТ достигает 40 м³/ч, тогда как произво­дительность механической двухвальной глиномешалки — 4 м³/ч. Исходное сырье для приготовления раствора подается в отсек А самосвалом или бульдозером по загрузочному трапу 1.

Для приготовления растворов из порошкообразных глин широко используют гидравлические мешалки ГДМ-1 (рис. 105). Такая ме­шалка состоит из воронки 1 для загрузки порошка, камеры смеше­ния 4 с соплом 5, емкости 2 и сварной рамы 3, на которой смонтиро­ваны все элементы. К камере смешения насосом через сопло подается вода (или глинистый раствор, плотность которого требуется увели­чить) под давлением 2—3 МПа. Так как скорость струи на выходе из сопла высокая, то в камере смешения образуется вакуум, в ре­зультате чего из воронки засасывается порошок глины (или утяже­лителя). Порошок смешивается с жидкостью, а образующаяся пульпа поступает в емкость 2. При входе в емкость поток пульпы ударяется в специальный башмак; при этом происходит дополнительное дис­пергирование твердых частиц.

По мере подъема суспензии вверх по емкости скорость ее движе­ния уменьшается, крупные нераспустившиеся комочки выпадают на дно, а готовая суспензия сливается в циркуляционную систему буровой через выходную трубу в верхней части емкости. Осадок периодически удаляют через нижнюю сливную трубу.

Глинистый раствор можно готовить непосредственно на буровой либо централизованно на глинозаводе, обслуживающем участок или район. Раствор, приготовленный на заводе, транспортируют либо по специально проложенным к буровым трубопроводам, либо в автоцистернах.

При разбуривании глинистых толщ раствор часто образуется непосредственно в скважине. В таких случаях целесообразно рас­твор, выходящий из скважины, пропускать через фрезерно-струй- ную мельницу для диспергирования еще не успевших распуститься частиц, а затем избыточный объем раствора сливать в запасные емкости, установленные на буровой. Этот раствор в дальнейшем используют при разбуривании неглинистых пород.

Точно также рекомендуется пропускать через фрезерно-струй- ную мельницу выходящую из скважины естественую водную суспен­зию неглинистых пород, если ее предполагается использовать после соответствующей химической обработки в качестве промывочной жидкости.

 

§ 12. ОЧИСТКА ПРОМЫВОЧНЫХ ЖИДКОСТЕЙ

 

Промывочную жидкость приходится очищать от обломков вы­буренной породы, от абразивных частиц, содержащихся в глинистом сырье, а иногда также от излишней твердой фазы. Для очистки от крупных частиц широко используют механические способы (вибра­ционные сита и конвейерные сетки) и гравитационные (осаждение и амбарах и при малой скорости течения в желобах); для удаления наиболее мелких частиц применяют гидроциклоны, а за рубежом иногда также центрифуги.

Вибрационное сито СВС (рис. 106) состоит из двух металлических рам, наклопенных под углом 12—18° к горизонту. На каждую раму, смонтированную на спиральных пружинах на прочном основании,натянута сетка. Последняя изготовляется из нержавеющей прово­локи диаметром 0,25 или 0,35 мм; на 1 см длины сетки приходится соответственно 16 или 12 отверстий. На рамах установлены эксцен­триковые валы, каждый из которых приводится во вращение от электродвигателя мощностью 3,2 кВт. При угловой скорости вра­щения двигателя около 150 рад/с сетка делает от 25 до 35 вибра­ций в 1 с.

 

 

Выбуренная^ порода

 

 

 

Рис. 106. Сдвоенное ви­брационное сито: 1 — барабан с храповым устройством;

2 — сетка; 3 — вибрирующая рама; 4 — рессора; 5 — эксцентрико­вый вал;

6 — неподвижная рама; 7 — электродвига­тель; 8 — желоб

Очищенный раствор

Рис. 107. Конвейерное сито Раствор из

Вибрации сетки разрушают тиксотропную структуру промывоч­ной жидкости и таким образом уменьшают условную вязкость ее.

Процеживаясь через сетку и освободившись от обломков выбуренной породы, промывочная жидкость поступает в сборное корыто, откуда через боковой лоток — в желоб циркуляционной системы или в ем­кость. Частицы выбуренной породы под действием вибраций спол­зают по наклонной поверхности сетки в отвал.

Вибрационные сита применяют для очистки утяжеленных рас­творов, а также промывочных растворов с повышенной вязкостью.

Основной недостаток этих механизмов — сравнительно быстрый износ дорогостоящих сеток.

Конвейерное сито СКР-650 (рис. 107) представляет собой про­волочную сетку 2из нержавеющей стали, натянутую в виде беско­нечной ленты на два вращающихся обрезиненных барабана 1 и 6. Оси барабанов укреплены на кронштей­нах, установленных на прочной раме.

Промывочная жидкость из скважины поступает в установленный над сеткой распределительный желоб 3 с щелевидными прорезями в днище. Через эти щели жидкость стекает на движущуюся сетку 2, процеживается через нее, по­ступает в сборное корыто 4, смонтиро­ванное между барабанами, а затем че­рез боковой лоток в желоб циркуля­ционной системы. При повороте сетки вокруг ведомого барабана 1 шлам сбрасывается с нее в отвал. Под дни­щем сборного корыта 4 сетка 2 омы­вается струей воды.

Для привода сита служит силовое колесо 5, установленное в конце подво­дящего желоба и вращающееся под напором протекающей по нему про­мывочной жидкости.

Сетки для таких сит изготовляют с размером отверстий 0,7x2,3 мм,

1X2,3 мм и 1х5 мм. Конвейерные сита удовлетворительно очищают промывоч­ные жидкости с вязкостью не более 60-80 с но СПВ-5.

 

 

 

Рис. 108. Гидроциклон

 

Гидроциклон (рис. 108) состоит из вертикального цилиндра 1 с тангенци­альным вводным патрубком 5, конуса 3, сливной трубы 2 и регулировочного устройства с насадкой 4. Промывочный раствор под избыточным давлением 0,2—0,3 МПа по тангенциальному патрубку 5 поступает в цилиндр 1 и приобретает вращательное движе­ние. Под действием центробежном силы более тяжелые частицы отбрасываются к периферии, а наиболее легкие концентрируются в центральных и средних участках сечения гидроциклона. При вы­сокой скорости вращения потока в гидроциклоне вдоль оси обра­зуется воздушный столб, давление в котором ниже атмосферного. Осевая скорость на границе этого столба максимальна и направлена вверх; на стенках гидроциклона осевая скорость направлена вниз.

Вследствие такого распределения осевых скоростей в гидроци­клоне возникает поверхность, проходящая через точки с нулевой скоростью и отделяющая периферийную часть потока, в которой сконцентрированы наиболее тяжелые частицы твердой фазы и кото­рая опускается по стенке гидроциклона вниз, от центральной, наи­более легкой части потока, движущейся вверх. Опускающиеся по спирали вниз наиболее тяжелые частицы твердой фазы вместе с не­большим количеством жидкости удаляются через насадку 4в отвал или отстойник. Основной же объем жидкости, содержащей наиболее легкие фракции твердой фазы, направляясь вверх вдоль воздушного столба, покидает гидроциклон через сливную трубу 2. Диаметр насадки 4регулируют в зависимости от наибольшего размера ча­стиц, которые должны быть удалены из промывочной жидкости.

Наиболее быстро изнашивающиеся детали — внутреннюю по­верхность вводного патрубка, насадку и внутреннюю облицовку конуса — делают сменными из резины.

Гидроциклоны рекомендуется использовать для очистки про­мывочной жидкости от мелких фракций твердых частиц, которые не могут быть удалены с помощью сит. В связи с этим промышлен­ность изготовляет специальные ситогидроциклонные установки типа 4СГУ-2. В состав такой установки входят вибрационное сито, батарея из четырех параллельно смонтированных гидроциклонов с наружным диаметром цилиндра 250 мм, шламового насоса и емкости.

В процессе бурения промывочная жидкость постоянно очищается от выбуренных частиц на вибросите; гидроциклоны же можно вклю­чать в работу периодически, когда содержание песка в растворе достигнет 2—3% либо при необходимости удалить избыточную твер­дую фазу и тем снизить вязкость раствора. При таком периодическом включении гидроциклона уменьшается объем промывочной жидкости, выбрасываемой вместе с выбуренными частицами через насадку. Через гидроциклон диаметром 250 мм можно удалить из промывоч­ной жидкости частицы крупнее 0,1 мм. Еще более тонкая очистка возможна в гидроциклонах меньшего диаметра. Гидроциклоны нельзя применять для очистки утяжеленных промывочных растворов.

Амбарная система часто применяется при промывке скважин водой. Обычно это котлован объемом 300—500 м³, вырытый в земле и разделенный на две-три секции. Секции соединены между собой последовательно коротким патрубком либо земляным жёлобом. Вода из скважины по короткому желобу поступает в первую, боль­шую по размеру секцию, в которой частично освобождается от вы­буренных частиц. Осветленная жидкость перетекает в следующую секцию, где продолжается осаждение уже более мелких частиц, а затем в приемную емкость насосов. Полного осаждения выбурен­ных частиц в амбарах не происходит, и концентрация твердой фазы в воде постепенно увеличивается. Значительным недостатком этой системы является также большая потеря воды через стенки котло­вана. Поэтому целесообразно заменить очистку в земляных амбарах комбинированной системой, состоящей из ситогидроциклонной уста­новки и металлических отстойников.