Буровые растворы

Общие сведения

Одной из особенностей широко применяемого вращательного бурения является циркуляция бурового раствора в скважине. При этом циркулирующий агент выполняет несколько функций, которые можно подразделить на:

Гидродинамические - выполняемые за счет циркуляции бурового раствора. Они включают:

вынос выбуренной породы с забоя скважины на поверхность;

размыв породы на забое скважины струей бурового раствора (гидромониторный эффект);

перенос энергии от насосов к забойным двигателям.

Гидростатические - осуществляются столбом бурового раствора, заполняющего скважину. К ним относятся:

создание гидростатического равновесия в системе ствол скважины - пласт;

создание гидростатического давления на стенки скважины, сложенные слабосвязанными, пластичными, а также трещиноватыми породами;

удержание частиц выбуренной породы во взвешенном состоянии при прекращении циркуляции;

уменьшение нагрузки на талевую систему за счет вытеснения бурового раствора бурильными и обсадными колоннами.

Физико-химические, к ним относятся:

сохранение связанности пород, образующихся со стенок скважины;

предотвращение размыва и растворения стенок скважины;

уменьшение проницаемости пористых пород, слагающих стенки скважины;

предохранение бурового оборудования и инструмента от коррозии;

уменьшение трения и износа бурильных и обсадных труб;

сохранение проницаемости продуктивных горизонтов при их вскрытии;

улучшение буримости твердых горных пород;

сохранение необходимых свойств бурового раствора в процессе бурения скважины.

Термодинамические, к ним относятся:

сохранение теплового режима в интервалах скважины, сложенных многолетнемерзлыми горными породами;

охлаждение породоразрушающего инструмента и рабочих органов забойных двигателей.

Такие сложные функции буровые растворы призваны выполнять в самых различных условиях (температуры в скважине могут изменяться от -5 до +200°С и более (в глубоких скважинах); пластовые давления жидкостей и газов изменяются в широких пределах; от аномально-низких до аномально-высоких).

В качестве буровых растворов используют техническую или минерализованную воду, растворы на водной основе (к ним относятся глинистые, известковистые, магниевые и другие растворы), растворы на нефтяной основе, эмульсионные растворы и аэрированные растворы.

Параметры буровых растворов. В соответствии с назначением буровых растворов и свойствами, которыми они должны обладать, определяют следующие параметры:

Плотность - , г/см3;

Условную (кажущуюся) вязкость - Т, с;

Структурную (пластическую) вязкость - Ц, характеризующую силу внутреннего трения между частицами твердой и жидкой фаз;

Водоотдачу - В, способность бурового раствора отдавать (отфильтровывать) воду в пористые породы под действием перепада давления, см3 за 30 мин;

Толщину глинистой корки - К (частиц твердой фазы), образующуюся при фильтрации жидкой фазы, мм;

Статическое напряжение сдвига - СНС, это усилие которое требуется, чтобы разрушить структуру раствора, образовавшуюся в состоянии покоя, Н/м2;

Содержание в растворе недиспергированной твердой фазы (песка) - П,%;

Стабильность - С, характеризующую способность частиц твердой фазы удерживаться во взвешенном состоянии, г/см3;

Отстой - О, это относительный объем жидкости, отстоявшейся за сутки, %;

Содержание газа в растворе - Г, %.

Классификация буровых растворов. Разнообразие геологических условий, в которых производят бурение скважин, не позволяет применять буровой раствор с постоянными свойствами. Поэтому используют различные буровые растворы, которые в конкретных горно-геологических условиях удовлетворяют предъявляемым требованиям.

В соответствии с исходными жидкими фазами, являющимися основой бурового раствора, можно выделить растворы на водной основе и растворы на углеводородной основе (РНО).

Наиболее важным признаком является состав дисперсионной среды. В водных растворах наибольшее распространение получили дисперсные системы на основе глины. В зависимости от количества глинистых частиц их подразделяют на:

безглинистые, если содержание глинистых частиц не превышает содержания других частиц;

малоглинистые, если глинистых частиц не более 10%;

глинистые.

В качестве дисперсной среды также используют известняки, гидрогель магния и квасцы. В соответствии с дисперсной фазой такие растворы различают на известковые, гидрогель-магниевые, алюминатные и т.д. Для РНО в качестве дисперсной фазы используют частицы окисленных битумов и извести, в соответствии с этим растворы получили название известково-битумных (ИБР).

Другим классификационным признаком может служить величина минерализации жидкой фазы. Растворы можно подразделить на:

слабоминерализованные при содержании солей до 3%;

среднеминерализованные при содержании солей от 3 до 20%;

высокоминерализованные (рассолы) при минерализации свыше 20%.

Минеральные соли различным образом влияют на свойства буровых растворов. По этой причине кроме степени минерализации буровые растворы целесообразно подразделять по составу минерализации на: хлорнатриевые, гипсоангидритовые, хлоркальциевые, хлормагниевые, сульфатно-магниевые, хлоркалиевые и т.д.

В зависимости от содержания утяжелителя буровые растворы подразделяют на утяжеленные и неутяжеленные.

По степени содержания газа в растворах их подразделяют на обычные и аэрированные.

В зависимости от конкретных геолого-технических условий бурения производится выбор типа бурового раствора и его параметров. В одних условиях достаточно, чтобы буровой раствор осуществлял вынос выбуренной породы и охлаждал породоразрушающий инструмент. В других условиях, при проходке пористых проницаемых пород, необходимо, чтобы буровой раствор на стенках скважины образовывал плотную непроницаемую фильтрационную корку.

Наиболее простым буровым раствором является техническая или минерализованная вода, которая может быть использована при бурении устойчивых плотных пород. Обрабатывая воду химическими реагентами, в процессе бурения получают безглинистые и малоглинистые буровые растворы. При дальнейшем диспергировании получают естественные буровые растворы: глинистые при наличии в разрезе скважин отложений, глин и известковистые при наличии отложений известняков.

Наличие в разрезе скважин пластов с минерализованными водами и отложений солей требует применения минерализованных буровых растворов. Для их получения используют преимущественно кальциевые глины, которые менее чувствительны к минерализации. Их получают, используя при затворении рассолы или засаливая пресные растворы.

Высокой солестойкостью отличаются алюминатные глинистые растворы, дисперсно-солевые и гидрогель-магниевые растворы. Алюминатные глинистые растворы получают обработкой обычных глинистых растворов алюминатом натрия NaAlO2. В дисперсно-солевых растворах используется суспензия хлористого натрия. В процессе циркуляции раствора, содержащего анионный ПАВ (сульфонол, сульфонат и др.) и избыток NaCl, происходят многократное растворение и кристаллизация хлористого натрия, который в присутствии ПАВ кристаллизуется в мельчайшие кристаллы, становящиеся активной дисперсной фазой.

Гидрогель-магниевые растворы имеют в качестве дисперсной фазы гидроокись магния. Ее источником служат природные магниевые соли. Эти растворы насыщены хлористым натрием.

Увеличение глубин скважин приводит к увеличению температуры на ее забое. В связи с этим к буровым растворам предъявляются требования по термостойкости. Увеличение температуры приводит к необратимым гидротермальным изменениям, как дисперсной фазы, так и реагентов. По этим причинам реагенты-стабилизаторы используют исходя из оптимальных условий их применения. Например, УЩР стабилизирует пресные буровые растворы до температуры 180-190°С, а при добавлении гипана и КМЦ - до 200-220°С. Небольшая минерализация значительно снижает его термостойкость.

Для снижения вязкости термостойких минерализованных растворов используют хроматы. Еще более термостойкими являются буровые растворы, стабилизированные гипаном с использованием для снижения вязкости нитролигнина, а для снижения структурообразования - обработанные хроматами.

При бурении продуктивных горизонтов, которые, как правило, представлены пористыми или трещиноватыми породами, в них поступает фильтрат бурового раствора. Фильтрат бурового раствора, смачивая породы продуктивного горизонта, вытесняет соединения углеводородов. При испытании и эксплуатации скважин в результате вредного воздействия бурового раствора они становятся менее продуктивными, а в ряде случаев при наличии продуктивных горизонтов с низкими пластовыми давлениями такие горизонты могут быть не обнаружены или отнесены к непродуктивным. Для снижения вредного воздействия фильтрата бурового раствора на продуктивные горизонты в него вводят растворы ПАВ, снижающих поверхностное натяжение на границе с нефтью или газом и нефтеносной породой, что облегчает их поступление в скважину при испытании. Введение в растворы ПАВ способствует повышению водоотдачи и величины структурно-механических характеристик раствора.

Одним из способов улучшения свойств растворов являются добавка в них нефти или нефтепродуктов и превращение в эмульсионные. Для стабилизации эмульсии используют эмульгаторы, роль которых могут выполнять реагенты, стабилизирующие буровые растворы. Применение эмульсионных буровых растворов способствует росту механической скорости проходки и проходки на долото; сохранению поперечного сечения ствола скважины, более близкого к нормальному; уменьшению опасности прихвата бурильных труб и сальникообразования; уменьшению водоотдачи, толщины фильтрационной корки и снижению ее липкости и др. К недостаткам относятся загрязнение кернов породы и стенок скважины нефтью, разрушение резиновых элементов бурового оборудования и высокая стоимость. В настоящее время эмульсионные буровые растворы в нашей стране не применяются из-за пагубного влияния на экологию.

При бурении скважин встречаются пористые и трещиноватые породы, имеющие пластовые жидкости под низким давлением. Для проходки таких интервалов скважин целесообразно использовать буровые растворы с плотностью значительно меньше 1 г/см3 (от 0,5 до-0,9 г/см3). В таких условиях применяют аэрированные буровые растворы. Аэрирование производят в процессе бурения за счет систематической добавки воздуха в циркулирующий буровой раствор. С этой целью на буровой дополнительно устанавливают компрессор высокого давления, который обвязывают вместе с нагнетательной линией буровых насосов, в обвязку компрессора включают расходомер и обратный клапан. За степень аэрации принимают отношение объема воздуха, использованного для аэрации, в нормальных условиях к объему бурового раствора.

При бурении эксплуатационных скважин на территории Беларуси накоплен опыт применения сапропеля в качестве бурового раствора. Буровые растворы, приготовленные из органического сапропелевого порошка, обладают удовлетворительными технологическими свойствами, и могут применяться без дополнительной обработки химическими реагентами для неосложненных условий бурения. При вхождении в раствор выбуренных пород его параметры регулируются добавками известных химических реагентов. Раствор сочетается со всеми традиционными реагентами.

Сапропелевые буровые растворы во многих случаях могут быть использованы без применения токсичных полимерных реагентов или с незначительным их количеством по сравнению с традиционными глинистыми растворами и, поэтому, эти промывочные жидкости имеют преимущества по экологическим показателям.

Твердая фаза сапропелевого раствора состоит в основном из органических компонентов биогенной природы (не менее 70%). В состав наряду с гуминовыми входят воско-, белково-, целлюлозно- и лигниноподобные вещества. Неорганическая составляющая представлена терригенными, аутигенными и биогенными минералами: тонкодисперсными глинистыми и карбонатными породами, окислами металлов, аморфной и кристаллической двуокисью кремния; часть неорганических соединений находится в составе органоминеральных образований. Наличие в сапропелевом растворе природных поверхностно-активных и воскоподобных веществ дает возможность снизить расход синтетических смазочных добавок, уменьшив экологический ущерб окружающей среде.

Выбор типа бурового раствора и его параметров

Исходя, из безопасности производства буровых работ для предотвращения проявления плотность бурового раствора определяется из выражения [8, c.61]:

(2.33)

где

- коэффициент, учитывающий превышение плотности бурового раствора над плотностью воды на 5 - 10%.

Для выбора плотности бурового раствора по ограничению дифференциального давления используют зависимость:

(2.34)

Значение следующие:

, м

2874

1,05 - 1,10

, МПа

2,8

, МПа

(для глубины 2800 м по вертикали)

27,0

Определим плотность бурового раствора при :

Определим плотность бурового раствора при :

Согласно расчетным данным, исходя из пластового давления, значение плотности бурового раствора находится в диапазоне от до .

Проверим выполнение условия по ограничению дифференциального давления:

Условие по ограничению дифференциального давления выполняется, т.к. и .

Исходя из пластовых давлений, а так же руководствуясь набором норм изложенных в рекомендациях лаборатории промывочных жидкостей института БелНИПИнефть и СТП 09100.17015.042-2000 «Буровые растворы» при бурении скважин выбран эмульсионный раствор на основе органоминерального сырья (ОМС). Параметры выбранного бурового раствора приведены в таблице 2.2.

Таблица 2.2 - Параметры бурового раствора

Тип раствора

Интервал использования

Параметры бурового раствора

От

До

Плотность,

Условная вязкость,

сек

Водоотдача,

СНС,

через мин

Корка, мм

Содержание твердой фазы, %

pH

1

10

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

Пресный на основе ОМС

0

225

1,10

80-100

4-5

30

40

1-1,5

20

9-10

Пресный на основе ОМС, обработанный лигнополом

225

2095

1,14

25-30

8-10

21

30

до 1

22

8-9

Соленасыщенный глинистый, обработанный крахмалом

2095

2485

1,31

30-40

8-10

20

40

до 1,5

до 22

7-9

Пресный на основе ОМС

2485

2795

1,05

50-60

6-5

15

20

0,5

до 20

8-9

Пресный на основе ОМС

2485

3046

1,05

30

5-6

15

20

0,5

до 20

5-6

 
< Пред   СОДЕРЖАНИЕ   Скачать   След >