Раздел 7. Промывочные жидкости для строительства скважин (стр. 2 )

Исторически первый, наиболее доступный и повсеместно применяемый структурообразователь - глина, преимущественно бентонитовый глинопорошок. В современных системах малоглинистых буровых растворов в качестве загустителей часто используют линейные и разветвленные полимеры с высокой молекулярной массой. Наиболее эффективный и уникальный по своим технологическим характеристикам структурообразователь для буровых растворов - ксантан, или ксантановая смола, промышленный продукт микробиологического синтеза. Его применяют в малых онцентрациях в сочетании с реагентами других типов. В качестве структурообразователей для буровых растворов на углеводородной основе используют:

1) органобентонит - бентонитовый глинопорошок, гидрофобизованный путем адсорбционного модифицирования катионным поверхностно-активным веществом, 2) высокоокисленный нефтяной битум (с достаточно высоким содержанием смол и асфальтенов), а также некоторые другие растворимые и диспергируемые в углеводородной среде материалы.

Разжижители (диспергаторы) - реагенты, не допускающие чрезмерного увеличения вязкости и структурных параметров буровых растворов. Загущение буровых растворов, вызываемое обычно избытком дисперсной (особенно коллоидной) фазы, сопровождается увеличением гидродинамического сопротивления движению промывочной жидкости по всему контуру циркуляции. Это требует соответствующего увеличения давления прокачки бурового раствора, что не всегда возможно по техническим причинам. Действие разжижителей основано на ослаблении сил сцепления между частицами дисперсной фазы бурового раствора, имеющих тенденцию к образованию дисперсных структур коагуляционного типа. Для разжижения буровых растворов используют низкомолекулярные вещества разной химической природы: сульфированные полифеноль-ные конденсаты, лигносульфонаты (например, феррохромлигносульфонат - ФХЛС), натриевые соли фосфорных кислот (фосфаты, полифосфаты), фосфоновые кислоты (например, нитрилотриметиленфосфоновая кислота - НТФ) и другие.

Регуляторы концентрации водородных ионов (водородного показателя рН) обеспечивают оптимальный уровень щелочности или кислотности бурового раствора. Многие реагенты (понизители фильтрации, регуляторы реологических свойств раствора) достаточно эффективны только в щелочной среде. Вместе с тем избыток щелочи вреден, так как ведет к разупрочнению и потере устойчивости стенок скважины при разбуривании глинистых пород, снижает эффективность некоторых реагентов, ухудшает коллекторские свойства вскрываемых продуктивных пластов. Обычно для повышения показателя рН в буровые растворы добавляют щелочные реагенты: гидроокись натрия (едкий натр, или каустическую соду), гидроокись калия (едкий кали), карбонат натрия (кальцинированную соду) или гидроокись кальция (гашеную известь).

Ингибиторы гидратации глинистых пород, снижая активность водной фазы или контактирующих с ней пород, замедляют или предотвращают их набухание и гидратационное разупрочнение. Одновременно ингибирующие добавки затрудняют дисперсию частиц бурового шлама, облегчая бурового раствора от выбуренной породы. В качестве ингибирующих компонентов буровых растворов наиболее часто используют хлориды калия, кальция, а также известь и гипс. Применяют также силикаты натрия и калия (жидкое стекло). В числе эффективных ингибиторов - органические водорастворимые вещества, понижающие активность воды (гликоли и полигликоли, глицерин, эфиры), а также диспергируемые в водной среде органические и, особенно, кремний органические гидрофобизаторы. Весьма эффективны и перспективны как ингибиторы гидратации и гидрофобизаторы гидрофильных пород, низкомолекулярные ПАВ и полиэлектролиты катионного типа, то есть соединения, при электролитической диссоциации которых в водной среде адсорбционно активный ион несет положительный заряд. Однако их применение в бурении требует специальных технологических навыков.

Смазочные добавки снижают силы трения на всех поверхностях контакта движущихся или перемещаемых элементов (деталей) бурового инструмента и оборудования между собой и с горной породой. При этом снижается износ и повышается длительность эксплуатации оборудования, уменьшается вероятность осложнений процесса бурения вследствие прихватов и посадок бурового инструмента, залипания колонны бурильных труб в желобах и на участках искривления скважины. Высокой смазочной способностью обладают многие полимерные реагенты, вводимые в буровые растворы как стабилизаторы и понизители фильтрации. Однако, если их смазочное действие недостаточно, в буровые растворы специально вводят смазочные добавки: нефть и жидкие нефтепродукты (в виде эмульсий), окисленный петролатум, нейтрализованные сульфированные жиры и жирные кислоты разного происхождения. Применяют также поверхностно-активные вещества (сульфанол, неонол и другие) и твердую смазку - графитовый порошок.

Термостабилизаторы повышают устойчивость и работоспособность буровых растворов в жестких термобарических условиях бурения скважин, то есть при повышенных температурах и давлениях. Обычно их используют для замедления термоокислительных процессов, приводящих к химической деградации и распаду органических компонентов бурового раствора, главным образом высокомолекулярных соединений - понизителей фильтрации и регуляторов реологических свойств. Наиболее распространенные термостабилизаторы - хроматы и бихроматы щелочных металлов (особенно бихромат калия). Иногда термостабилизаторы подбирают индивидуально с учетом особенностей молекулярного строения полимерного реагента.

Эмульгаторы - вещества, способствующие диспергированию (эмульгированию) в среде бурового раствора несмешивающейся с ней жидкости и обеспечивающие устойчивость полученной эмульсии. Эмульгаторы могут быть прямого действия, то есть стабилизирующие «прямые» эмульсии (типа «масло в воде»), и обратного действия, стабилизирующие «обратные», или инвертные, эмульсии (типа «вода в масле»). Обычно эмульгаторы - это поверхностно-активные вещества (ПАВ), низкомолекулярные или полимерные, растворимые преимущественно в дисперсионной среде. Но как эмульгаторы могут работать и высокодисперсные твердые вещества, находящиеся в диспергированном состоянии в одной из жидких фаз и частично смачиваемые другой фазой. В технологии промывки скважин при получении эмульсий прямого типа используют сульфанолы, щелочные мыла, неонолы, а также другие анионные и неионогенные ПАВ; при получении инвертных эмульсий применяют эмультал, “металлические” мыла (например, кальциевые соли жирных и смоляных кислот), некоторые катионные ПАВ и другие маслорастворимые вещества с полярными группами в структуре молекул.

Пеностабилизаторы (пенообразователи) - поверхностно-активные вещества, растворимые полимеры, иногда высокодисперсные твердые вещества, которые способствуют образованию пены и обеспечивают ее устойчивость. Механизм их действия основан на том, что, скапливаясь на поверхности раздела «жидкость-газ», они создают адсорбционный или фазовый «барьер», разделяющий газовые пузыри и препятствующий их слиянию (коалесценции) при соприкосновении. Пеностабилизаторы добавляют в буровые растворы при их аэрации или при использовании пенной промывки скважины. Эффективные стабилизаторы пен на водной основе - мылоподобные, то есть мицеллообразующие, поверхностно-активные вещества. Наиболее распространенные типы промышленных ПАВ этого типа: щелочные жировые мыла, алкилбензолсульфонаты, алкилсульфаты, полиэтиленгликолевые эфиры алкилфенолов и высших жирных спиртов. Пенообразующая способность ПАВ зависит от минерализации воды, значений рН, температуры, присутствия в растворе других веществ. Пенообразующее действие указанных ПАВ усиливается, например, в присутствии фосфатов, карбоксиметилцеллюлозы, этаноламидов жирных кислот и ряда других соединений.

Пеногасители - поверхностно-активные вещества, введение которых в буровой раствор препятствует нежелательному образованию пены или разрушает уже образовавшуюся пену. Пеногасители обладают более высокой поверхностной активностью, чем стабилизаторы пены, и поэтому вытесняют их с межфазной поверхности. Но при этом они не способны создать защитный барьер против слияния пузырей, и жидкая прослойка между пузырями легко прорывается. Для снижения ценообразования в буровые растворы часто добавляют технические продукты, содержащие высшие жирные спирты (например, сивушные масла), растворы окисленного парафина или мылонафта в жидком углеводороде, соапсток (отход масложирового производства), жидкие нелетучие сложные и простые эфиры разного состава. Эффективные пеногасители - кремнийорганические соединения (например, полиалкилсилоксановые жидкости в виде эмульсий). Применяют также твердые порошкообразные пеногасители (резиновую или полиэтиленовую крошку, гидрофобизированный кремнезем), обычно в смеси с жидким нефтепродуктом.

Флокулянты - высокомолекулярные вещества, вызывающие образование в буровом растворе рыхлых хлопьевидных агрегатов (флокул) из мелких (коллоидных) частиц дисперсной фазы. Процесс образования флокул называют флокуляцией и используют для облегчения очистки бурового раствора от высокодисперсного бурового шлама. Флокулянты, обычно в сочетании с минеральными коагулянтами, используют также при разделении твердой и жидкой фаз в процессе переработки и утилизации жидких отходов бурения. Наиболее часто в качестве флокулянтов используют линейные полиакриламиды с разной степенью гидролиза и молекулярной массой от НО4 до 1,5·107. Весьма эффективные флокулянты - полиэлектролиты ка-тионного типа; в их числе химически модифицированные (катионизированные) полиакриламиды, полимеры диаллилдиметиламмоний хлорида и другие.

Бактерициды (антисептики) вводят в буровые растворы для защиты реагентов от микробиологической деструкции. В такой защите нуждаются в первую очередь полимерные реагенты из класса полисахаридов: эфиры целлюлозы, крахмальные реагенты, биополимеры типа ксантана. Бактерицидным действием обладают фенол, формальдегид (параформ), но их применение для обработки буровых растворов ограничено гигиеническими и экологическими запретами. Современные бактерицидные присадки к полисахаридным реагентам и добавки к буровым растворам весьма разнообразны, специфичны, и производители этих препаратов не всегда раскрывают их состав.