Етансульфонатцелюлоза(ЕСЦ)та інші.

КМЦ (карбоксиметилцелюлоза). Це один із найпоширеніших і найефективніших реагентів для регулювання технологічних характеристик бурових розчинів.

З хімічної точки зору КМЦ є простим ефіром целюлози і гліколевої кислоти. Властивості ефірів целюлози залежать від ступеню полімеризації, ступеню заміщення і виду заміщених груп. Залежно від цих показників марки КМЦ позначають:

КМЦ-85/250; КМЦ-85/350; КМЦ-85/500 і т. ін., де чисельник — ступінь заміщення, знаменник — ступінь полімеризації.

►КМЦ застосовують для:

• зниження показника фільтрації бурових розчинів;

• понижувати в'язкість соленасичених розчинів (особливо коли рецептура їх обробок пов'язана із застосуванням крохмалю та акрилових полімерів).

Всі марки КМЦ найбільш ефективні при рН= 8—9. Як правило, КМЦ підвищує умовну в'язкість та СНЗ прісних бурових розчинів. При вмісті понад 10% NaCl добавки реагенту можуть порушувати структуру і викликати стабілізаційне розрідження.

Для підтримання фільтрації бурових розчинів у межах від 3 до 5 см³ за ЗО хв при темпера­турі до 140—160°С концентрація КМЦ в мінералізованих розчинах (до 15% NaCl і 0,5% СаС1₂) не повинна перевищувати 1,3—1,5%, а при вмісті 30% NaCl і до 1,5% СаС1₂ — 2,0—2,5%.

Як правило, для обробки прісних і слабомінералізованих бурових розчинів оптимальна добавка КМЦ становить 0,3—0,5% (з розрахунку на сухий продукт).

Границя термостабільності КМЦ становить 140—160°С, її підвищенню сприяють такі інгре­дієнти бурових розчинів, як КССБ, ФХЛС, СМАД, феноли естонських сланців (ФЕС) та ін.

КМЦ є речовиною нетоксичною, вибухобезпечною, незаймистою.

СЦ (сульфатцелюлозу) одержують шляхом етерифікації целюлози сірчаною кислотою або газоподібним сірчаним ангідридом з наступною нейтралізацією кислого сірчанокислого ефіру гідроксидом натрію. Отже, СЦ є натрієвою сіллю кислого сірчанокислого ефіру целюлози, вона відрізняється від КМЦ складом функціональних груп.

►СЦ знижує СНЗ і показник фільтрації, а також підвищує в'язкість прісних і мінералізованих глинистих розчинів.

СЦ порівняно з КМЦ більш стійка до катіонів полівалентних металів.

ГЕЦ (гідроксиетилцелюлоза). Це простий оксиетильований ефір целюлози, який одержують шляхом взаємодії оксиду етилену з лужною целюлозою. Виробляється у вигляді білої порошкопо­дібної речовини, яка добре розчиняється у воді (98,5%).

►ГЕЦ застосовують для:

• зниження показника фільтрації;

• регулю­вання структурно-реологічних властивостей бурових розчинів (мінера­лізованих) та технологічних рідин іншого призначення.

Термостійкість ГЕЦ становить 160°С. Додають її у сухому вигляді або у вигляді водного розчину 50-процентної концентрації.

Поліакрилати. Акрилові полімери — поліакрилонітрил (ПАН), поліакриламід (ПАА) — вирізняються підвищеною термостійкістю. Ці полімери безпосередньо у воді не розчиняються (ПАН) або погано розчиняються (ПАА), але внаслідок їх гідролізу одержують водорозчинні продукти, які, власне, і є реагентами для одержання і обробки бурових розчинів. Серед них найбільшого поширення набули гідролізований поліакрилонітрил — гіпан, гідролізований поліакриламід — ГПАА (РС-І, РС-2) та ін.

Гіпан одержують омиленням поліакрилонітрилу (полінаку) еквімолекулярною кількістю каустичної соди при температурі 96— 100°С.

Оптимальне співвідношення між полінаком, лугом і водою відповідно 5,6:4:90.

Готують продукт 4—15-процентної концентрації.

► Гіпан застосовують для:

• зниження показника фільтрації бурових розчинів, підвищення стій­кості стовбура свердловин;

• регулювання структурно-реологічних властивостей бурових розчинів.

Реагент характеризується стабілізуючою здатністю в умовах сольової агресії (NaCl) аж до насичення, але він нестійкий до дії полівалентних катіонів (Са²⁺, Mg²⁺ та ін.).

Термостійкість гіпану у прісних розчинах — до 200°С, у високомінералізованих — до 180°С.

Оптимальна добавка:

• до прісних розчинів складає 0,2—1,0% (з розрахунку на сухий продукт);

• до мінералізованих, залежно від вмісту солей і привибійної температури, 1,0—2,0%. Внаслідок додавання гіпану до прісних розчинів підвищується їх в'язкість, у зв'язку з чим є необхідність в додатковому введенні реагентів-розріджувачів. Для зменшення витрат доцільно застосовувати гіпан в комбінації з лігносульфонатами, хроматами, ВЛР, КМЦ, нітролігніном.

«Реагент К-4» одержують шляхом неповного гідролізу ПАН каустичною содою при співвідношенні компонентів 2,5:1,0.

Завдяки неповному гідролізу разом з функціональними групами COONa в молекулі цього реагенту в більшій мірі збережені групи CN, що покращує його здатність знижувати показник фільтрації і не так значно підвищувати в'язкість, як гіпан.

Гідролізований поліакриламід (ГПАА). Гідроліз ПАА здійснюють із допомогою каустичної соди та добавками кальцинованої соди, ТПФН чи інших сполук залежно від умов застосування реагенту.

ГПАА можна одержувати безпосередньо на буровій. Для цього в глиномішалку завантажу­ють 600 кг 8—10-процентного розчину ПАА і 90 кг NaOH. Доливають до повного об'єму водою і впродовж перемішування додають 60 кг Na₂C0₃.

Співвідношення компонентів можна змінювати залежно від умов застосування реагенту. Так, для прісних і слабомінералізованих розчинів готують реагент із 10 частин 8-процентного ПАА і 1,5 частини NaOH або з 4 частин 8-процентного ПАА, 6 частин кремнійорганічної рідини ГКЖ-10 і 0,5 частин NaOH. Для мінералізованих розчинів (10—15% NaCl і 0,2% СаСІ) готують реагент із 10 частин 8-процентного ПАА, 5 частин NaOH і 1 частини Na₂CO₃a!oo ТПФН.

Для потреб бурових підприємств ГПАА виробляє ВАТ «Оріана» (м. Калуш Івано-Франків­ської обл.).

► ГАПА застосовують для:

• зниження показника фільтрації бурових розчинів;

• флокуляції тонкодисперсної глинистої фази.

Для флокуляції краще використовувати реагент 0,1-процентної концентрації, додаючи його до розчину в кількості 0,005—0,01% (масових).

Для зниження показника фільтрації додають ГПАА до бурових розчинів у кількості 0,15— 0,20% (масових). Під час хімічної обробки мінералізованих розчинів комбінують добавку ГПАА з КССБ і нафтою.

Поверхнево-активні речовини (ПАР) здатні адсорбуватися на поверхнях розділу фаз «рідина — рідина», «рідина — тверда речовина», «рідина — газ», «тверда речовина — газ», а також значно знижувати поверхневий натяг, тобто силу, яка діє в площині, дотичній до поверхні розділу фаз.

ПАР можуть бути водо-, водонафто- та нафторозчинними, що визначає співвідношення гідрофільної і гідрофобної частин молекули, тобто так званий -гідрофільно-ліофільний баланс.

►У бурінні, зокрема під час обробки бурових розчинів, ПАР застосовують для:

• зменшення міцності гірських порід;

• гідрофобізації глинистих порід;

• підвищення змащувальних властивостей;

• підвищення термостійкості;

• емульгування;

• аерації;

• дегазації;

• зменшення негативного впливу фільтратів бурових розчинів на проникність привибійної зони продуктив­них пластів.

Таку велику різновидну функціональну дію можуть виконувати навіть ПАР одного типу.

Залежно від мети проводять вибір ПАР, за допомогою лабораторних дослідів установлюють оптимальне дозування, розробляють технологію їх застосування.

Згідно з його класифікацією відрізняють чотири групи ПАР.

До першої групи належать речовини, які концентруються на поверхні розділу «рідина — газ». Такі ПАР можуть викликати незначне запінення, і тому їх, зокрема, застосовують для утворення нестійкої піни під час флотації. Використовують ці ПАР також як піногасники.

До другої групи належать ПАР, які адсорбуються на межі розділу двох рідин і на межі «рідина — тверде тіло». Вони не утворюють структури ані в об'ємі, ані на поверхні. Такі ПАР сприяють руйнуванню порід, а також диспергуванню твердих тіл, вони можуть бути деемульга­торами, але не мають стабілізуючої дії.

До третьої групи входять ПАР, які утворюють гелеподібну структуру в адсорбційному шарі і в розчині. Вони можуть бути стабілізаторами суспензій (попереджувати коагуляцію), але разом з тим через невелику поверхневу активність не виконують функції пептизаторів.

Четверту групу складають речовини, які мають проявляти властивості, характерні для трьох попередніх груп: знижувати міжфазний натяг, гідрофілізувати і змочувати поверхні та утворювати структури в об'ємі і в поверхневих шарах. Отже, ПАР четвертої групи є одночасно диспергаторами і стабілізаторами суспензій та емульсій. Меншу частину ПАР цієї групи станов­лять гідрофобізатори, а дещо більшу — миючі засоби.

Дозування ПАР обґрунтовують за даними лабораторно-експериментальних визначень, потреба в них складає від сотих долей відсотка до 0,5%, в окремих випадках від 0,5 до 1,0%.

Раніше в найбільших обсягах застосовували переважно ПАР імпортного виробництва, з неіоногенних — дисольван, привоцел, проксанол, неонол; з аніонних — сульфонол, ПО-1, тіпол; з катіонних — катапін, катамін, етоній та ін. Перелік вітчизняних ПАР, придатних для обробки бурових розчинів і технологічних рідин іншого призначення в спорудженні свердловини (за ре­зультатами науково-дослідних робіт, проведених в ЦНДЛ ВАТ «Укрнафта»), наведено в таблиці 6.5.

Таблиця 6.5−ПАР вітчизняного виробництва для обробки бурових розчинів

Реагенти-піногасники. Фізико-хімічні способи гасіння пін передбачають застосування ПАР, сивушних масел, синтетичних вищих жирних спиртів (СВЖС), поліметилсилоксанів, тваринних і рослинних жирів, нафти і нафтопродуктів, гумової, каучукової, поліетиленової крихти та ін.

Піногасник, що адсорбується на поверхні піни, витісняє реагент-піноутворювач. Додавання нафти сприяє піногасінню тільки в тому випадку, коли гідрофобна частка піноутворювача активніше адсорбується на поверхні «нафта — вода», ніж на поверхні «повітря — вода». Піногасіння проходить, якщо піноутворювач більш активний з речовиною, яку додають як піногасник, ніж із повітрям.

Нафта є не досить активним сорбентом щодо таких піноутворювачів, як ССБ, КССБ.

► Застосування:

• Ґуму, поліетилен як піногасники застосовують з подрібнених матеріалів у вигляді суспензій, які готують на дизельному пальному або гасі. Вони досить ефективно гасять піну в бурових розчинах, оброблених ССБ, КССБ, гідролізованими поліакрилатами, але витрати цих піногас-ників значні (до 5%).

• Сивушні масла — суміш спиртів, які вилучають під час очищення сирого спирту в процесі бродіння рослинної сировини. Для піногасіння використовують їх безпосередньо або після роз­чинення у нафтопродуктах (дизельному пальному, гасі, газоконденсаті та ін.). Витрати сивушних масел становлять 0,1—0,5%.

• СВЖС — продукт нафтохімічної промисловості, який одержують шляхом окислення киснем легких нафтопродуктів. Разове додавання СВЖС для піногасіння бурових розчинів становить 0,1-0,2%.

• Соапсток є відходом маслозаводів, які виробляють рафіновані рослинні масла. Витрачають 0,3—0,5% соапстоку від об'єму ССБ або КССБ, додаючи їх під час обробки бурових розчинів 'одночасно.

• Поліметилсилоксан (ПМС) — це лінійний полімер. Додавання цього піногасника в кількості 0,001% сприяє повному гасінню піни. Додають ПМС у вигляді емульсії на водній основі,-яку одержують за допомогою милоподібних ПАР.

• Окислений парафін розчиняють у дизельному пальному (у співвідношенні 1:1) і одержують піногасник, відомий під назвою ОКП-50. Додають його в кількості 0,5—2,0%.

MAC-2QO, AM-5їй інші — група піногасників на основі різних модифікацій аеросилу. Викорис­товують їх після попереднього розчинення у дизельному пальному або гасі.

Витрати цих піногасників з розрахунку на сухий продукт не перевищують 0,1—0,2%.

• Спиртові масла карболінеум — відходи лісохімічних заводів. За ефективністю не відрізня­ються від сивушних масел.

Зазначені вище та інші речовини, що діють як піногасники, слід застосовувати з дотриман­ням правил техніки безпеки і з врахуванням особливостей їх токсичності та впливу на екосферу.

Слід враховувати наступне:

• введення інгібіторів в глинистий розчин без попередньої обробки викликає коагуляцію і різке підвищення структурно-механічних властивостей розчину. Тому їх вводять після стабілізації розчину реагентами, який стабілізує дисперсну систему;

• в якості регуляторів лужності можна ще використовувати силікат натрію, кальциновану соду, фосфати, гідроксид кальцію;

• більшість мастильних добавок володіють емульгаційними, а також структуроутворюючими властивостями;

• емульгатори застосовують для одержання емульсійних бурових розчинів, а також розчинів на нафтовій основі. Це речовини комплексної дії. Так як вони володіють поверхневою активністю, їх добавки приводять до збільшення механічної швидкості буріння, стійкості бурильного інструменту, зменшення коефіцієнту тертя;

• пластифікатори добре кольматують і гідрофобізують гірські породи, підвищують їхню стійкість;

• хромати і біхромати токсичні – застосування заборонено.

6.10 Бурові розчини та технологія застосування

6.10.1 Розчини на водній основі

Вода (безглинистий буровий розчин )

Вода першою використовувалась при бурінні свердловин для видалення шламу завдяки своїй легко доступності і дешевизні.

Воду доцільно застосовувати:

• тільки при розбурюванні стійких, достатньо міцних і нерозчинних порід непродуктивних горизонтів, механічні властивості яких прак­тично не змінюються при зволоженні (на невеликих глибинах). Як правило, при цьому у воду додають 2—3% хлориду кальцію;

• під час розбурювання пластів, у яких відсутні аномально високі пластові тиски та інші фактори, що ускладнюють буріння;

•розсоли - при розкритті продуктивних пластів з дещо підвищеним коефіцієнтом аномальності і при розбурюванні деяких хемогенних порід.

Вода успішно видаляє з вибою і свердловини частинки вибуре­ної породи, охолоджує деталі долота і вибійних двигунів, створює протитиск, достатній для попередження флюїдопроявів з об'єктів, які мають нормальний коефіцієнт аномальності. її молекули вільно проникають у пори і мікротріщини, завдяки чому прискорюється вирівнювання перового тиску в привибійній зоні і тиску стовпа промивальної рідини, що полегшує руйнування породи долотом.

Солевий склад застосовуваної в бурінні води коливається в ши­рокому діапазоні як в районах буріння, так і в різних свердловинах в інтервалах буріння. Якщо буріння починають з промивання прісною водою, то в міру поглиблення свердловини в неї надходять мінералі­зовані води і солі із розбурюваних порід і водоносних пластів. Най­поширеніші солі натрію (галіт), калію (сільвін), магнію (бішофіт), кальцію (гіпс, ангідрит, хлористий кальцій).

Вода володіє високою охолоджувальною і відносно низькою мастильною здатністю, а також високою поверхневою активністю стосовно більшості гірських порід, розчинною здатністю щодо хе­могенних порід (галіт, бішофіт, карналіт).

Вода, як відомо, має малу в'язкість (16—20 мПа-с), відносно малу густину (1000—1020 кг/м³), вона є добрим розчинником, знижує міцність гірських порід, добре фільтрується. З промиван­ням свердловини водою проходка на долото підвищується на 10—15%, механічна швидкість — на 20—40%, зменшуються гідравлічні втрати, витрата доліт, час і затрати на приготування і обробку бурових розчинів

► Приготування.Для промивання використовується вода з найближчих джерел: рік, озер, морів. Іноді її беруть з водоносних пластів, для чого бурять спеці­альні свердловини.

При розбурюванні хемогенних порід досить широке використання отримали розсоли ( технічну воду насичують сіллю).

► Хімічна обробка. Якщо промиванням водою розкривають продуктивні пласти, то реко­мендують додавати поверхнево-активні речовини (ПАР) і водорозчинні солі, що зменшує нега­тивний вплив води на фільтраційні властивості порід-колекторів.

► Переваги застосування води:

• підвищення показників роботи долота завдяки створенню на вибій відносно низького гідростатичного і диференціального тиску, високим охолоджувальним і фільтраційним властивостям, поверх­невій активності;

• зменшення втрат тиску на подолання гідравлічних опорів в циркуляційній системі внаслідок низької в'язкості, відсутності опо­ру зсуву і, таким чином, можливості підведення до вибійного двигу­на і долота більшої потужності;

• зручність очистки від шламу та газу на поверхні завдяки відсутності структуроутворення, що не потребує спеціальних очис­них механізмів;

• відсутність прихватів бурильної колони, що виникають із-за липкості фільтраційної кірки;

• полегшення умови роботи бурової бригади;

• дешевизна і недефіцитність в більшості районів;

• можливість підвищення при необхідності густини до 1200 кг/м³ шляхом введення солей.

► Негативні наслідки застосування води як промивного агента:

• неможливість оперативного регулювання густини, створення достатнього протитиску на пласти з аномально високим тиском;

• нездатність утримувати шлам у змуленому стані, у зв'язку з чим виникає небезпека при раптовому припиненні циркуляції, так як шлам починає осідати, утворюючи шламову пробку. Це може при­звести до прихвату бурильної колони, забивання долота і вибій­ного двигуна шламом та інших ускладнень;

• неможливість застосування для розкриття продуктивних пластів внаслідок різкого зниження проникності привибійної зони;

• підвищується густина внаслі­док поступової її глинизації, зменшується проникність продуктивних горизонтів;

• послаблюється стійкість окремих ділянок стовбура свердловини;

• швидке розчинення хемогенних порід (солі), що збільшує каверноутворення і підвищує корозійну активність;

• мала в'язкість і відсутність дисперсної фази, здатної закупо­рювати канали невеликого перерізу, може призвести до промиву рі­зьбових з'єднань.