1. Бурильная колонна. Основные элементы. Распределение нагрузки по длине бурильной колонны

1. Бурильная колонна. Основные элементы. Распределение нагрузки по длине бурильной колонны Основное назначение бурильной колонны обеспечить гидравли­ческую и механическую связь работающего на забое долота и ствола сква­жины с поверхностным механическим и гидравлическим оборудованием. Одновременно бурильная колонна служит инструментом для доставки на глубину буровых и колонковых долот, различных исследовательских приборов и устройств, снарядов и аварийно-ликвидационных приспособ­лений. Две главные функции выполняет бурильная колонна в процессе про­ходки ствола: вращает долото и одновременно передает на него осевую нагрузку; создает замкнутую циркуляцию агента через забой скважины, обеспе­чивая очистку ствола от выбуренной породы и привод погружных гидрав­лических двигателей. Бурильная колонна включает следующие основные элементы сверху вниз: рабочую (ведущую) трубу бурильные трубы, утяжеленные бурильные трубы (УБТ) . Рабочая труба, обычно квадратного сечения, служит для передачи вра­щения от ротора к бурильной колонне. Она фиксируется в отверстии ро­тора квадратными клиньями, вкладышами, в связи с чем вращается совме­стно со столом ротора и одновременно может перемещаться в осевом на­правлении по мере углубления забоя скважины. Соединяется рабочая труба при помощи нижнего переводника с верх­ней трубой бурильной колонны, а при помощи верхнего переводника — с вращающимся стволом вертлюга — устройством, связывающим нагнета­тельную линию бурового насоса, подающего промывочный агент, с вра­щающейся бурильной колонной. Заводами выпускаются ведущие трубы со сторонами квадратного се­чения 112, 140 и 155 мм, с диаметром внутреннего канала соответственно 74, 85 и 100 мм. Длина ведущей трубы 13-14 м, материал - сталь группы прочности Д и марки 36Г2С. Бурильная колонна может компоноваться из труб следующих конст­рукций: с высаженными внутрь концами; с высаженными наружу концами; с приваренными соединительными концами; с блокирующим пояском; беззамковые раструбные; Трубы первых двух конструк­ций имеют наружную мелкую трубную резьбу и соединяются ме­жду собой при помощи бурильных замков или муфт. Трубы второй конструкции имеют по сравнению с трубами первой кон­струкции улучшенную гидравличе­скую характеристику, так как в них равнопроходной канал и, следова­тельно, минимальны местные гид­равлические сопротивления потоку промывочного агента. Бурильные трубы с приварен­ными соединительными концами имеют равнопроходной канал и соединяются друг с другом при помощи крупной замковой резьбы. В бурильных трубах с блоки­рующим пояском вблизи резьбы по телу имеется проточка, на которую в горячем состоянии наворачивает­ся часть замка с внутренней про­точкой, в результате чего, после остывания, создается герметичный напряженный контакт между зам­ком и трубой. Промышленность выпускает бурильные трубы диаметром от 60 до 168мм. и толщиной 6; 8; 11,5−12,0мм. из стали групп прочности С, Д, Е, К, L, М. Бурильные трубы многократно соединяются в бурильную колонну по мере проводки ствола скважины так как необходимо периодически заме­нять износившееся долото на новое и выполнять другие работы в скважи­не, требующие спускоподъемных операций с бурильной колонной. Круп­ная замковая резьба со значительной конусностью позволяет быстро, за несколько оборотов, свинчивать и развинчивать трубы, при этом герметич­ность обеспечивается напряженным контактом торцевых поверхностей замков. Для соединения бурильных труб используют замки трех типов: ЗШ с диаметром канала, близкого к диаметру канала бурильных труб с высаженными внутрь концами; ЗН с диаметром канала существенно меньшим диаметра канала труб; ЗУ с увеличенным диаметром канала. Замки первых двух типов используют для бурильных труб с высаженными внутрь концами, а замки последнего типа — для труб с высаженными наружу концами. Замки типа ЗУ предпочтительны для турбинного бурения, так как не создают значительных местных гидравлических сопротивлений потоку промывочного агента. Для проводки стволов нефтегазовых скважин чаще всего используют бурильные трубы диаметром 114, 121, 146 и 168 мм. Их соединяют по две-три штуки в свечи, которые устанавливают вертикально внутри вышки на специальный подсвечник и тем самым значительно ускоряют и облегчают спускоподъемные операции. При больших глубинах скважин нагрузки на вышку и талевую систему буровой установки во время спускоподъемных операций могут достигать недопустимых значений за счет силы тяжести бурильной колонны. В связи с этим вместо стальных труб в ряде случаев используют бурильные трубы из прочных алюминиевых сплавов, которые позволяют, при прочих равных условиях, снизить эти нагрузки по меньшей мере в 2 раза. Промышлен­ность выпускает легкосплавные бурильные трубы с высаженными внутрь концами диаметром от 73 до 147 мм. На концах легкосплавных труб наре­зана трубная резьба, а их соединение в виде бурильной колонны осуществ­ляют навинчиваемыми на них стальными замками. Важным элементом бурильной колонны являются утяжеленные бу­рильные трубы, одна из главных функций которых - создавать осевую нагрузку на долото, не допуская изгиба бурильной колонны. УБТ устанав­ливают непосредственно над долотом или погруженным двигателем. Тру­бы массивные за счет большой толщины стальной стенки (толщина стенок УБТ в несколько раз больше толщины стенок обычных бурильных труб). Необходимым элементом в состав бурильной колонны входят различ­ные переводники, предназначенные для соединения ведущей трубы с верт­люгом и бурильными трубами, бурильных труб с УБТ, УБТ с турбобуром или долотом. Кроме того, бурильная колонна может оснащаться центраторами для предотвращения изгиба бурильной колонны и одностороннего примыкания ее к стенке ствола скважины, расширителями - долотами для увеличения диаметра ствола, кривыми переводниками и соапстоками для искривления ствола скважины в заданном направлении. Все элементы бурильной колонны постоянно находятся под действием различных по характеру сил: осевой растягивающей нагрузки от собст­венного веса и перепада давления на долоте и в забойном двигателе; осевой сжимающей нагрузки от собствен­ного веса; усилия, создающего изгибающий момент при вращении колонны; усилия, создающего крутящийся момент, необходимый для вращения долота в процессе бурения; усилия реактивного момента забойного двигателя; силы от действия гидравлического давле­ния бурового раствора в осевом и радиальном направлениях; сил трения о стенки скважины и обсадной колонны; осевых нагрузок, возникающих при затяж­ках и посадках бурильной колонны; инерционных сил при спускоподъемных операциях изгибающих усилий в интервалах искривления ствола скважины; изгибающих усилий при морском бурении из-за перемещений бурово­го судна; усилий от продольных, поперечных и крутильных колебаний из-за не­уравновешенности вращающейся бурильной колонны, неустойчивости ра­боты забойного двигателя и неоднородности разбуриваемых пород. Характер действующих на бурильную колонну сил переменный как по длине, так и во времени. Поэтому практически задачи о напряжениях це­лесообразно решать лишь для предельных, наиболее опасных случаев с це­лью выработки конкретных рекомендаций об ограничивающих критических параметрах процессов, гарантирующих безаварийную длительную ра­боту качественной бурильной колонны. Особенностью работы бурильной колонны является то, что она подоб­но длинному тонкому стержню, подверженному воздействию продольных, поперечных сил и крутящего момента, теряет устойчивость прямолинейной формы равновесия. Каждая из упомянутых выше сил вследствие значительной длины ко­лонны способна вызвать потерю ее устойчивости. В результате нарушается прямолинейная форма равновесия, и устойчивой становится изогнутая форма равновесия бурильной колонны. Центробежные силы вызывают из­гиб колонны в форме плоской волнообразной кривой, а крутящий момент придает бурильной колонне форму пространственной спирали. Так, что ось бурильной колонны принимает форму пространственной спирали - изогну­той кривой переменного шага, значение которого возрастает в направле­нии от забоя к устью скважины. Действующие на колонну растягивающие осевые силы увеличивают длину полуволны и шаг спирали. Сжимающие осевые силы, наоборот, уменьшают длину полуволны и шаг спирали. Шаг спирали обычно сущест­венно больше длины полуволны, так как крутящий момент незначительно влияет на форму искривления. Потеря прямолинейной формы равновесия бурильной колонны может привести к значительным ее деформациям, но в условиях скважины значе­ние деформации ограничено стенками скважины, что позволяет вести бу­рение при искривленной форме равновесия бурильной колонны. Промысловые материалы убеждают, что соприкосновение изогнутой бурильной колонны со стенками скважины при вращении происходит, как правило, в местах установки замков. Такая форма изгиба объясняется тем, что жесткость замков в несколько раз больше жесткости бурильных труб, и это в значительной степени предопределяет положение мест перегиба оси изогнутой бурильной колонны. Бурильные замки и трубы, соприкаса­ясь со стенками скважины или обсадной колонны, истираются. В практике бурения отмечается как равномерный, так и односторонний износ замков и труб по наружной поверхности, что может быть объяснено характером вращения колонны в скважине. При вращении изогнутой колонны вокруг оси скважины происходит преимущественно односторонний износ замков и труб. Изгиб колонны в этом случае может быть следствием осевых сжи­мающих усилий, центробежных сил или крутящего момента. Равномерный износ поверхности замка или трубы происходит при вращении бурильной колонны вокруг собственной оси. Такое вращение возможно при значи­тельном трении колонны о стенку скважины, когда вращение вокруг оси скважины полностью прекращается, а возможность вращения вокруг соб­ственной оси сохраняется. Вращение изогнутой под действием центробежных сил бурильной ко­лонны вокруг оси скважины не должно приводить к изменению знака на­пряжения. Возникновению переменных напряжений в бурильной колонне спо­собствует эксцентричное расположение труб в скважине, так как в этом случае при вращении колонны значение прогиба полуволны, возникшей под действием центробежных сил, изменяется. При этом варьируют значения изгибающих напряжений за время одного оборота, что сопровождается ударами труб о стенку скважины с возмож­ным изменением знака их кривизны. Аналогичные явления будут происхо­дить, если в колонне имеется кривой элемент или резьбы труб несоосны. При значительном трении труб о стенки скважины может происходить их качение по стенке, сопровождающееся знакопеременным изгибом. Если бурильная колонна вращается вокруг собственной оси, то имеют место знакопеременные изгибающие напряжения. Реальная форма изгиба бурильной колонны достаточно сложная и из­меняется для различных ее участков в зависимости от скорости вращения, действующих сил, расположения в скважине и т.д. Очевидно, что форма изгиба будет та, которая требует наименьшей затраты энергии. При определенных условиях, когда частота собственных колебаний бурильной колонны совпадает с частотой колебаний возмущающих сил, зависящих от типа долота, скорости его вращения, осевой нагрузки, пульсации потока бурового промывочного раствора и других факторов, может возникнуть явление резонанса. Использование в нижней части колонны УБТ разгружает ее от осевых сжимающих сил, однако это не исключает наибольшего изгиба бурильной колонны выше УБТ. Характер нагрузок на бурильную колонну изменяется по глубине: вблизи устья действуют главным образом постоянные, а в призабойной зоне преобладают переменные нагрузки. Они зависят также от способа бурения: при турбинном бурении вследствие неподвижности бурильной колонны отсутствуют переменные напряжения изгиба, которые обычно являются причиной усталостных поломок труб и замков в роторном буре­нии, а при роторном бурении с увеличением глубины скважины возраста­ют потери мощности на холостое вращение и крутящий момент, необходи­мый для вращения колонны. С ростом длины колонны возрастает ее инер­ционность. Сопротивление разрушаемой на забое породы долоту может преодолеваться не только крутящим моментом от ротора, но и благодаря кинетической энергии самой бурильной колонны. При внезапной останов­ке долота кинетическая энергия колонны переходит в потенциальную энергию закрученной пружины, что может вызвать значительное увеличе­ние касательных напряжений, особенно в нижних трубах колонны. Когда же совместным действием ротора и пружины-колонны преодолевается за­клинивание долота, то происходит обратный процесс перехода потенциаль­ной энергии в кинетическую, что может вызвать в бурильной колонне ко­лебательные явления. Инерционный эффект вала турбобура в турбинном бурении незначительный, так что бурильная колонна находится в более благоприятных рабочих условиях. Это отражает и статистика бурения скважин: при роторном бурении замки, бурильные трубы и обсадные колонны изнашиваются в значительно большей степени, чем при тур­бинном. ^ 2. Виды буровых растворов и области их применения Буровые растворы выполняют функции, которые определяют не только успешность и скорость бурения, но и ввод скважины в эксплуа­тацию с максимальной продуктивностью. Основные из этих функций — обеспечение быстрого углубления при устойчивом состоянии ствола сква­жины и сохранение коллекторских свойств продуктивных пластов. Тип бурового раствора, его компонентный состав и границы возмож­ного применения устанавливают исходя из геологических условий: фи­зико-химических свойств пород и содержащихся в них флюидов, пласто­вых и горных давлений, забойной температуры.^ Буровые растворы на водной основе Применение технической и морской воды в качестве бурового раствора связано в этом случае с наличием благоприятных для процесса бурения свойств. В результате использования технической и морской воды вместо глинистого раствора проходка на долото повышается на 15 — 20 %, а механическая скорость проходки — на 25 — 40 %. Однако вода как буровой раствор имеет недостатки: в перерывах меж­ду циркуляциями она не удерживает шлам в скважине во взвешенном состоянии, глинистые отложения набухают, разупрочняются, снижается устойчивость ствола скважины. Поэтому применение воды как эффек­тивного бурового раствора допустимо лишь при бурении сравнительно неглубоких скважин в твердых неглинистых породах карбонатно-песчаного комплекса, а также в гипсах и других отложениях. Фильтрация воды в продуктивные пласты резко снижает их неф­теотдачу вследствие создания водяного барьера, образования устойчивых водонефтяных эмульсий, набухания содержащихся в пласте гли­нистых минералов, препятствующих притоку нефти в скважину, что серьезно затрудняет освоение и ввод скважин в эксплуатацию. Нестабилизированные глинистые растворы (суспензии) и суспензии из выбуренных пород представляют водные суспензии, образованные в процессе бурения путем «самозамеса» из разбуриваемых пород. Нестабилизированные глинистые суспензии и суспензии из выбурен­ных пород применяют в основном при бурении с поверхности в устойчи­вом разрезе, сложенном малопроницаемыми породами. В зависимости от типа исходной глины и состава разбуриваемых пород такие растворы имеют в среднем следующие показатели: плотность 1,05 — 1,24 г/см3, услов­ная вязкость 25-50 с, показатель фильтрации, СНС и рН не регла­ментируются. В процессе бурения показатели нестабилизированных гли­нистых суспензий из выбуренных пород регулируются разбавлением водой.^ Гуматные растворы. К этому виду относится буровой глинистый рас­твор, стабилизированный углещелочным реагентом (УЩР). Применяют такой раствор при бурении в сравнительно устойчивом разрезе, в котором отсутствуют набухающие и диспергирующие глинистые породы. Допус­тимая минерализация для гуматных растворов не более 3 %, термостой­кость их в этих условиях не превышает 120—140 °С. В отсутствие минера­лизации фильтрация гуматных растворов остается небольшой даже при температуре 200 °С, однако при высокой температуре усиливается загустевание раствора. В зависимости от коллоидальности глины и жесткости воды на приго­товление 1 м3 гуматного раствора требуется (в кг): глины 50 — 200, сухого УЩР 30 — 50, Na2CO3 3 — 5 (при необходимости), воды955 — 905, утяжели­тель — до получения раствора необходимой плотности. На повторные обработки в процессе бурения требуется 3 — 5 кг УЩР на 1 м3 раствора. УЩР совместим с большинством реагентов (полиакрила-тами, лигносульфонатами, КМЦ).^ Лигносульфонатные растворы Буровые глинистые растворы, стаби­лизированные лигносульфонатными реагентами (сульфит-спиртовая барда (ССБ)). Используются при разбуривании глинистых отложений, гипсов, ангидритов и карбонатных пород. Главной функцией лигносульфонатных реагентов является понижение вязкости, основанное на сочетании стаби­лизирующего и ингибирующего эффектов. Ингибирующее действие каль­циевой ССБ в пресных растворах мягче, чем действие извести. Раствор термостоек до 130 °С. При бурении в глинистых разрезах наиболее эффективно разжижает­ся раствор при комбинированных обработках ССБ и УЩР. В зависимости от качества исходной глины на приготовление 1 м3 лигносульфонатного раствора требуется (в кг): глины 80 — 200, ССБ 30 — 40, УЩР 10-20, NaOH 5-10, пеногасителя 5-10, воды 940-900, утяжелите­ля—до получения раствора необходимой плотности. Указанные пределы компонентного состава обеспечивают получение растворов с показателями: плотность 1,06 — 2,2 г/см3, ^ Полимерные недиспергирующие буровые растворы Водные рас­творы высокомолекулярных полимеров (акрилатов, полисахаридов), струк­турированные малыми добавками бентонита, или без него. Эти растворы предупреждают диспергирование разбуриваемых пород и повышение содержания твердой и глинистой фаз в растворе. Они харак­теризуются низким содержанием глинистой фазы, что способствует улуч­шению показателей бурения (повышению механической скорости проход­ки и проходки на долото). Главная проблема применения полимерных недиспергирующих рас­творов — предотвращение обогащения их выбуренной породой. Поэтому в состав раствора вводят специальные реагенты-флокулянты селективного действия (например, гидролизованный полиакриламид — ПАА), флокули-рующие кальциевую глину и грубодисперсную фракцию выбуренной по­роды. Термостойкость полимерных недиспергирующих растворов зависит от применяемых полимеров. Наибольшую термостойкость (до 250 °С) имеют растворы на основе акриловых полимеров. Полимерные растворы могут быть безглинистыми. В этом случае рас­твор представляет собой воду с добавкой полимера, обычно не гидролизо-ванного ПАА, улучшающего реологические свойства воды и ее выносящую способность и флокулирующего выбуренную породу. Для приготовления 1 м3 полимерного недиспергирующего раствора с низким содержанием высококоллоидной глинистой фазы (в пересчете на сухое вещество) требуется (в кг): глины 40 — 50, полимера (КМЦ, М-14, метас) 4-5, воды 810-850, ПАА 25-50 (0,5%-ного раствора), нефти 100 — 80, утяжелителя — до получения раствора требуемой плотности. Показатели раствора: плотность 1,03 — 2 г/см3, условная вязкость 20 — 60 с. Один из основных показателей ка­чества полимерного недиспергирующего раствора — низкое содер­жание глинистой фазы, объемная доля которой не должна превышать 1,5-2 %. Для приготовления 1 м3 безглинистого раствора требуется 975 — 970 л воды и 25 — 30 кг ПАА (8%-ной концентрации). Для приготовления полимерного недиспергирующего раствора можно использовать пресный раствор, обработанный УЩР. Предварительно опре­деляют содержание глинистой фазы, и при необходимости ее снижения раствор разбавляют водой, а затем вводят 0,5%-ный раствор ПАА .^ Ингибирующие растворы Для снижения интенсивности перехода выбуренной породы в глинистый раствор, повышения устойчивости стенок скважины используют ингибирующие растворы, в состав кото­рых входит неорганический электролит, или полиэлектролит. Снижение размокаемости и диспергирования выбуренных шламов достигается в результате: ввода в суспензию электролита, содержащего поливалентный катион (гипс, хлорид кальция); добавки солей поливалентных металлов, переходящих в растворе в гидроокиси; обработки высокощелочными соединениями, увеличивающими глиноемкость буровых растворов использования модифицированных лигносульфонатов; обработки раствора полимерными соединениями. В практике бурения скважин при разбуривании глинистых пород для уменьшения числа осложнений, связанных с загустеванием раствора, сальникообразованиями и нарушениями целостности ствола скважины, нередко используют высокощелочные глинистые и безглинистые раство­ры с рН = 11+13. К ним относят растворы, обработанные лигносульфо-натами в сочетании с едким натром, известковые, алюминатные, безглини­стые, солестойкие. Все высокощелочные системы ограниченно термостойки, и чем выше коллоидность разбуриваемых пород, тем ниже термостойкость раствора. Химические реагенты-стабилизаторы в высокощелочной среде рабо­тают хуже.^ Алюминатные растворы Буровые глинистые растворы из каль­циевой глины, которые содержат ингибирующую добавку — высокощелоч­ной алюминат натрия, стабилизированный лигносульфонатами. Алюминатные растворы бывают пресными и соленасыщенными. Пре­сные алюминатные растворы используют для разбуривания глинистых отложений в условиях невысоких (до 100 °С) забойных температур. В качестве реагента-стабилизатора используют только ССБ, применяемую совместно с алюминатом натрия. Алюминатные глинистые растворы (АлГР) обладают устойчивостью в широком диапазоне хлорнатриевой минерали­зации и большими показателями фильтрации. На приготовление 1 м3 АлГР требуется (в кг): глины 500 — 700, воды 765-540, ССБ (50%-ной концентрации) 30-150, NaAlO2 (30%-ной концен­трации) 5 — 30. Получаемый раствор имеет плотность 1,3—1,5 г/см3. После приготовления раствор следует выдержать не менее суток. Так как плотность алюминатного раствора доходит до 1,5 г/см3, во многих слу­чаях его можно использовать без утяжелителя. Для предотвращения цено­образования в раствор вводят пеногасители (производные жирных кислот, PC, ПЭС, трибутилфосфат и др.).^ Известковые растворы с высоким рН Сложные многокомпо­нентные системы, включающие, кроме глины и воды, четыре обязательных реагента: известь, каустик, понизитель вязкости, защитный коллоид. В их состав также могут входить нефть или дизельное топливо, утяжелитель и различные добавки специального назначения. Известковые растворы используют при разбуривании высококоллоид­ных глинистых пород и аргиллитов. В результате применения известко­вых растворов повышается их глиноемкость, снижаются пептизация выбу­ренной глины, набухание и вспучивание сланцев, слагающих стенки сква­жины, уменьшается опасность прихватов. В отличие от алюминатных из­вестковые растворы ограниченно солестойкости (до 5 % по NaCl). На при­готовление 1 м3 известкового раствора (в пересчете на сухое вещество) требуется (в кг): глины 80—120, УЩР 5—10, лигносульфоната 50 —30, кау­стика 5 — 3, воды 913 — 915, утяжелителя - до получения раствора требуе­мой плотности. Снижение фильтрации достигается добавками 1—3 кг/м3 КМЦ (или гипана) или 20 - 30 кг/м3 КССБ-4. Значения показателей растворов могут изменяться в широких преде­лах: плотность 1,08 — 2,2 г/см3, условная вязкость 18 — 30 с, показатель фильтрации 4 — 8 см3/30 мин, CHQ = 6+24 дПа, рН = 11+12,5. Содержа­ние извести в растворе должно составлять 3 — 5 г/л, содержание ионов кальция в фильтрате раствора — 100 — 300 мг/л. Известковые растворы применяют до температуры 100—120 °С.^ Безглинистые солестойкие растворы (БСК) Состоят из бурого угля, каустической соды, воды и гидроксида поливалентного металла; применя­ются при проводке скважин, осложненных наличием хемогенных отложе­ний, осыпающихся и склонных к обвалам терригенных пород. Крепящее действие основано на образовании в определенных тем­пературных условиях нерастворимых в воде цементирующих веществ — гидросиликатов и гидроалюминатов двухвалентных металлов. При отсут­ствии двухвалентных катионов в буровом растворе и разбуриваемых по­родах происходит только химическое разрушение щелочью глинистых минералов без связывания продуктов разрушения в нерастворимые со­единения. При отсутствии каустической соды и наличии только ионов кальция буровой раствор превращается в разновидность кальциевого рас­твора. Недостатки этих растворов - низкая термостойкость и высокая ще­лочность. Так как при использовании данного раствора не исключен переход в него выбуренной породы, то возможно сильное загустевание и даже затвердение раствора. Вязкость БСК зависит от количества введенного бурового угля. Вслед­ствие высокой щелочности раствор термостоек до 100 °С.^ Кальциевые растворы Ингибирующие буровые глинистые раство­ры, содержащие, кроме глины, воды, нефти и утяжелителя, реагентов -понизителей вязкости, фильтрации и регуляторов щелочности специаль­ные вещества — носители ионов кальция. Действие их заключается в основном в предотвращении перехода вы­буренной глины в натриевую форму, в переводе натриевой глины в каль­циевую, в результате чего снижаются гидратация и набухание сланцев.^ Известковые растворы с низким рН Кальциевые буровые раство­ры, содержащие в качестве ингибитора - носителя ионов кальция гидроксид кальция, более высокая растворимость которого обеспечивается пониженным значением рН раствора (9 — 9,5). Эти растворы предназна­чены для разбуривания глинистых отложений; температурный предел 160 °Ñ. На приготовление 1 м3 известкового раствора с низким рН требует­ся (в кг): глины 80 — 200, лигносульфонатного реагента 20 — 30, пеногасителя 3, полимерного реагента 5—10, воды 915 — 867, известкового мо­лока (плотностью 1,10-1,12 г/см3) 3 — 6, утяжелителя — до получения раствора необходимой плотности. Технологические показатели могут изменяться в широких преде­лах: плотность 1,04 — 2,2 г/см3, условная вязкость 25 — 40 с, показатель фильтрации 4-8 см3/мин, CHCi = 12+60 дПа, СНСю = 30+90 дПа, рН = 8,5÷9,5.^ Гипсоизвестковые растворы Ингибирующие кальциевые растворы, содержащие в качестве носителя ионов кальция гипс и гидроксид кальция. Гипсовые растворы предназначены для разбуривания высококол­лоидных глинистых пород в условиях высоких забойных температур (до 160 °Ñ). На приготовление 1 м3 гипсоизвесткового раствора необходимо (в кг): глины 80-200, воды 950-900, окзила (или ФХЛС) 5-10, Са(ОН)2 (или КОН) - 2-3, КМЦ 3-5, Na2Cr2O7 (или К2Сг2О7) 0,5-1, гипса (или алеба­стра) 15 — 20, пеногасителя 3 — 5, утяжелителя — до получения раствора необходимой плотности.^ Хлоркальциевые растворы (ХКР) Ингибирующие кальциевые рас­творы, содержащие в качестве ингибирующей добавки хлорид кальция. Оптимальное содержание катионов кальция, при котором достигается ин-гибирование, составляет 3 — 5 г/л. Хлоркальциевые растворы наиболее эффективны при разбуривании аргиллитов. Термостойкость его ограничена (100 °С). Готовят глинистую суспензию на пресной воде, которую обра­батывают КМЦ и КССБ. Одновременно с КССБ в раствор добавляют пеногаситель. После получения оптимальных показателей (вязкость 25 — 30 с, CHCi = 12+24 дПа, СНСю = 30+60 дПа, показатель фильтрации 3-5 см3/30 мин) раствор обрабатывают хлоридом кальция и известью.^ Калиевые растворы Содержат в качестве ингибирующих электролитов соединения калия. Действие калиевых растворов обусловлено насыщением ионами калия глинистых минералов. Наиболее быстрое насыщение глин ионами калия происходит при рН = 9+10. Калиевые растворы эффективны при бурении неустойчивых глини­стых сланцев. Существует ряд разновидностей калиевых растворов, отли­чающихся составом и некоторыми свойствами.^ Силикатные растворы Содержат в качестве ингибирующей добавки силикат натрия. Они применяются для повышения устойчивости ствола скважины при разбуривании осыпающихся пород. Растворы не пригодны при разбуривании мощных отложений гипсов и ангидритов. Силикатный раствор готовят из предварительно гидратированного в пресной воде глинопорошка, в который вводят УЩР, КМЦ, силикат на­трия. Показатели раствора: плотность 1,05 — 2,0 г/см3, условная вязкость 20 — 40 с, показатель фильтрации 4 — 8 см3/30 мин; CHCi 40 дПа, рН = 8,5+9,5. Оптимальное значение рН, при котором раствор считается термостой­ким, находится в пределах 8,5 — 9,5. Повышение структурно-механических характеристик достигается вводом пасты, приготовленной из бентонитово­го глинопорошка с добавкой УЩР.^ Гидрофобизирующие растворы Содержат в качестве ингибирующих добавок вещества, вызывающие гидрофобизацию глинистых пород, крем-нийорганические соединения или соли высших жирных или нафтеновых кислот. Эти соединения адсорбируются на глинистых минералах, создавая гидрофобный барьер, препятствующий контактированию глин с дисперси­онной средой (водой). Существует ряд разновидностей растворов гидрофобизирующего дей­ствия. Растворы с кремнийорганическими соединениями содержат в качест­ве ингибирующей добавки кремнийорганические соединения. В состав раствора, кроме ГКЖ, входят вода, глина и полимерный реа­гент — понизитель фильтрации, в качестве которого используют КМЦ, КССБ, ПАА и др. Защитные реагенты КМЦ, КССБ, поликридамид в со­четании с кремнийорганической жидкостью проявляют высокое стабили­зирующее действие на коллоидную фазу бурового раствора. Растворы, обработанные защитными реагентами и ГКЖ, являются тер­мостойкими. Для приготовления 1 м3 глинистого раствора требуется (в кг): глины 30 — 80, полимерного реагента (КМЦ, глина, метас, М-14) 3 — 5, ОП-10 10 — 7 (при необходимости утяжеления), воды 875 — 888, смеси СНАН (мыло-нафт, квасцы, нефть в соотношениях 2:0, 6:1) 100 — 70. Свойства раствора: плотность 1,06—1,18 г/см3, вязкость 18 —20 с, пока­затель фильтрации 3-5 см3/30 мин, CHCi = 6+18 дПа, СНСю = 12+24 дПа, рН = 8÷9.^ Соленасыщенные растворы Во избежание кавернообразований соли разбуривают с использованием соленасыщенных растворов. В зависимости от пластовых давлений, мощности и состава соленосные породы бурят с применением рассола, глинистого соленасыщенного раствора, не обрабо­танного реагентами — понизителями фильтрации, и соленасыщенного гли­нистого раствора, стабилизированного реагентами.^ Необработанный буровой глинистый соленасыщенный раствор. В со­став этого раствора входят глина, вода и соль. Для улучшения смазываю­щих свойств добавляют нефть, графит, а при необходимости получения высокой плотности - утяжелитель. Такой раствор может применяться при температуре до 160 °С. Раствор готовят из предварительно гидратированного в пресной воде глинопорошка (саригюхский бентонит, палыгорскит), а затем вводят каль­цинированную и каустическую соду. После приготовления глинистую суспензию обрабатывают нефтью в сочетании с графитом, добавляют соль до насыщения и при необходимос­ти - утяжелитель. Свойства раствора: плотность 1,2-2 г/см3, условная вязкость 20-40 с, CHCi = 12+36 дПа, СНСю = 24+72 дПа, показатель фильтрации не регла­ментируется, рН = 7+8.^ Стабилизированный соленасыщенный раствор. Помимо глины, воды, соли и нефтепродуктов, такой раствор содержит солестойкий полимерный реагент (крахмал, КМЦ или акриловый полимер). Он предназначен для бу­рения в солях с пропластками глинистых отложений. Термостойкость соле-насыщенного стабилизированного раствора зависит от используемого по­лимерного реагента (крахмал, КМЦ, полиакрилаты) и может составлять 100; 140; 220 °С.^ Раствор на основе гидрогеля магния Раствор состоит из воды и поли­мерного реагента. В качестве структурообразователя, ингибирующей до­бавки и насыщающих солей используют соли магния с оксидом (гидрокси-дом) щелочного металла, в результате чего образуется гидрогель магния. Гидрогель магния применяют при разбуривании терригенных пород. Это вещество препятствует быстрому увлажнению глинистых минералов, по­вышает устойчивость ствола скважины. Раствор, насыщенный солями маг­ния, используют для разбуривания соленосных пород - бишофита, карнал­лита. Для разбуривания солей готовят соленасыщенный раствор. При цир­куляции через скважину добавляют 1,5-2 % оксида (гидроксида) щелочного металла в виде концентрированного раствора или «молока». Через 1-2 ч, в зависимости от интенсивности перемешивания и температуры, раствор приобретает гелеобразную консистенцию. После того как условная вяз­кость повысится до 30-40 с, a CHCi - до 20-30 дПа, в гидрогель добавляют реагент - понизитель фильтрации (КМЦ, крахмал, КССБ, окзил). В целях экономии щелочи в образовавшийся гидрогель можно доба­вить 5-10 % оксида или гидроксида магния.^ Растворы на нефтяной основе В целях сохранения коллекторских свойств пластов и преду­преждения осложнений при бурении в неустойчивых разрезах применяют­ся буровые растворы на нефтяной основе. Они предназначены для вскры­тия и освоения продуктивных пластов и бурения соляных отложений с пропластками калийно-магниевых солей. Инвертные эмульсии отличаются высокой стабильностью свойств. Они устойчивы при большом количестве выбуренной породы.^ Известково-битумный раствор (ИБР) Раствор на нефтяной основе, дисперсионной средой которого служит дизельное топливо или нефть, а дисперсной фазой - высокоокисленный битум, гидроксид кальция, барит и небольшое количество эмульгированной воды. ИБР является раствором специального назначения. Применяется при разбуривании легко набухаю­щих, склонных к обвалам глинистых пород, при разбуривании соленосных отложений, представленных высокорастворимыми солями (преимущест­венно поливалентных металлов), а также при вскрытии продуктивных пла­стов с низкими коллекторскими свойствами. Благодаря хорошим смазочным свойствам ИБР повышает износостой­кость долот. Раствор обладает высокой термостойкостью (200-220 °С). Учитывая непостоянство состава и свойств большинства исходных ма­териалов, используемых для приготовления ИБР, компонентный состав в каждом конкретном случае уточняют в лаборатории. При этом оптималь­ное соотношение извести и битума должно варьировать от 1:1 до 2:1. В настоящее время промышленностью используются две рецептуры ИБР, разработанные б. ВНИИКРнефтью совместно с б. ГАНГ им. И.М. Губ­кина: ИБР-2 и ИБР-4. ИБР-4 разработан специально для бурения в условиях высокой глинистости разреза, наличия солей и рапопроявления, а также проявлений сероводорода. Для ИБР характерны нулевая или близкая к ней фильтрация и содер­жание воды, не превышающее 2-3 %.^ Эмульсионный известково-битумный раствор (ЭИБР) Инвертная эмульсия (эмульсия рода II) на основе известково-битумного раствора, со­держащая в качестве дисперсной фазы минерализованную воду и твердые компоненты ИБР (битум, известь, барит). ЭИБР по свойствам близок к ИБР, но имеет более высокую фильтра­цию и пониженный по сравнению с ИБР предел термостойкости (180— 190 °С). Свойства ЭИБР регулируют аналогично регулированию свойств ИБР.^ Высококонцентрированный инвертный эмульсионный раствор (ВИЭР) Разработан во ВНИИБТ и относится к системам на нефтяной основе, полу­чаемым с помощью специального эмульгатора — эмультала. ВИЭР предна­значен для применения при бурении с