Буровые растворы: состав, свойства, способы приготовления

Общее описание бурового раствора

Буровой раствор является комплексной дисперсной системой, состоящей из нескольких компонентов. Данная система объединяет суспензионные, эмульсионные и аэрированные жидкости, которые используются в целях промывки скважин в процессе бурения. На нефтяных и газовых скважинах функцию промывочных жидкостей выполняют агенты, различные по составу:

• на водной основе (глинистые и неглинистые растворы, естественные буровые растворы, техническая вода);
• на углеводородной основе;
• на основе эмульсий;
• газообразные;
• аэрированные.

Буровой раствор готовится на поверхности, после чего подается в буровую область колонны. После завершения процесса бурения, буровой раствор может оставаться в буровой колонне, либо откачиваться из нее.

Важными характеристиками (реологическими свойствами), по которым определяется качество бурового раствора, являются: условная и пластическая вязкость и показатель фильтрации.

Основные функции

Основной функцией бурового раствора является вынос вырубленной породы из ствола и забоя, а также очищение скважины и забоя с целью предотвращения износа оборудования.

Эффективность процесса удаления шлама зависит от следующих факторов:

• удельный вес, вязкость и динамическое напряжение сдвига бурового раствора;
• скорость циркуляции раствора в кольцевом пространстве между стенками скважины и бурильной трубой.

Удаление частиц породы возможно в случае, если скорость восходящего потока выше скорости осаждения данных частиц. Скорость осаждения частиц в спокойном растворе зависит от размеров и форм частиц, а также разницы удельных весов раствора и частиц. Поэтому, в случаях, когда мощности бурового насоса недостаточно, для обеспечения оптимальной скорости потока, следует увеличить вязкость вещества для улучшения качества очистки оборудования и скважины в допустимых пределах.

Для предотвращения усталостного режима разрушения забоя применяют гидромониторные насадки на долоте. Значительно влияет на процесс показатель фильтрации раствора: чем выше данный показатель, тем выше механическая скорость потока.  

Второй важной функцией бурового раствора является смазка и охлаждение стенок скважины, долот и бурильных труб. В процессе бурения возникают значительные силы трения, которые смягчаются благодаря участию в процессе промывочной жидкости. Происходит смазка оборудования и скважины, а благодаря высокой теплоемкости бурового раствора обеспечивается охлаждение.

Стоит также отметить функцию поддержания частиц во взвешенном состоянии после прекращения процесса циркуляции. Во взвешенном состоянии удерживаются частицы выбуренной породы и утяжелителя, что позволяет избежать прихватов бурильного инструмента.

Помимо этого, буровой раствор обеспечивает:

• формирование фильтрующей корки на стенках скважины и таким образом, закрепляет неустойчивые отложения;
• передачу гидравлической энергии на долото и забойный двигатель;
• предотвращение обвалов.

Состав

В процессе бурения используются промывочные растворы на водной, углеводородной и аэрированной основе. Растворы на водной основе включают:

• техническую воду;
• растворы солей и гидрогеля;
• полимерные растворы;
• полимерно-глинистые растворы.

Растворы на углеводородной основе включают:

• инвертную эмульсию;
• известково-битумный раствор.

Свойства

Для конкретных условий бурения, необходимо подбирать оптимальный тип промывочной жидкости. Причиной этому является неспособность определенного вида бурового раствора одинаково эффективно выполнять весь перечень функций и соответствовать всем видам условий на буровых. Таким образом, сначала следует определиться с набором основных функций, и, как следствие, с необходимым набором свойств бурового раствора.

Необходимый набор свойств бурового раствора можно получить путем подбора составных компонентов. Самым сложным для получения является дисперсный буровой раствор. В данном случае, очень важна степень дисперсности твердой фазы и то, как она взаимодействует с остальными компонентами. Таким образом, оказывая влияние на степень дисперсности можно манипулировать реологическими свойствами промывочной жидкости.

В процессе бурения следует поддерживать первоначальные свойства агента, в связи с тем, что он подвергается внешнему воздействию:

• температуры;
• давления;
• осадков;
• механических нагрузок.

Влияние перечисленных факторов ослабляет электрические разряды на частицах и способствует старению составных компонентов.

Свойства бурового раствора могут регулироваться в процессе бурения. Необходимость в этом может возникать при чередовании пород в геологическом разрезе. Таким образом, свойства бурового раствора подвергаются корректировке, как в процессе приготовления раствора, так и в процессе бурения (для поддержания необходимых свойств и для изменения параметров в соответствии с изменяющимися условиями).

Свойства бурового агента регулируются посредством:

• химической обработки (добавление реагентов);
• физических методов (добавление наполнителей, разбавление, диспергация, концентрирование, утяжеление);
• комбинированных методов.

В связи с тем, что буровой раствор должен демонстрировать различные характеристики, как по мере углубления скважины, так и на разных участках бурения, для каждой отдельной скважины подбирается индивидуальный раствор. Данные обстоятельства доказывают необходимость определения параметров бурового раствора еще на этапе проектирования.

Важными реологическими свойствами (характеристиками, по которым определяется качество) бурового раствора являются:

• условная вязкость;
• пластичная вязкость;
• показатель фильтрации.

Достаточный уровень условной вязкости бурового раствора необходим для того, чтобы выносить частицы выбуренной породы на поверхность скважины. Если частицы остаются в скважине, они начинают поглощать буровой раствор, что нежелательно. Тем не менее, слишком высокая вязкость оказывает негативное влияние на очищение бурового раствора, т.к. способствует повышению гидравлического сопротивления в циркуляционной системе скважин. Показатель пластичной вязкости оказывает прямой эффект на процесс бурения, т.к. характеризует внутреннее трение слоев дисперсионных сред, диспергированных частиц и межфазовое взаимодействие.

Показатель фильтрации косвенно характеризует способность буровых растворов фильтровать определенные элементы жидкой фазы. Эта величина определяется количеством дисперсионной среды, которая проходит сквозь фильтр под воздействием перепада давления за определенную единицу времени.

Основное назначение

Такие растворы готовят, исходя из целей их дальнейшего использования. Примеры таких целей таковы:

• охлаждение и смазывание поверхностей бурильного долота. Так как  работа этого инструмента всегда связана с  появлением большого трения, для повышения износостойкости необходимо использовать смазывающие составы, которые одновременно снижают температуру инструмента;
• очистка забоя скважины. Многие буровые растворы дают возможность  эффективно вымывать выбуренные  породы из скважины и выносить их на поверхность. Качество такой очистки зависит от  физических и химических свойств конкретного состава, а также от геологических особенностей пробуриваемых горных пород, вследствие чего в процессе приготовления необходимо учитывать  состав горных пород конкретного месторождения;
• образование  на стенках ствола скважины очистного слоя. Формирующаяся на стенках ствола  корка отличается низкой проницаемостью, что дает возможность обеспечить устойчивость в верхней песчаной зоне геологического разреза и отделить скважину от слоев с высокой проницаемостью;
• предупреждение водяных, газовых и нефтяных  проявлений;
• защита стенок скважины от обвалов, которые возникают при бурении пород на основе неустойчивой глины;
• особняком стоит такая важная сфера применения буровых составов, как обеспечение качественного вскрытия продуктивных  горизонтов. Многие из существующих сейчас буровых растворов позволяют не допустить загрязнения продуктивного пласта во время его вскрытия и дают возможность  избежать его полной закупорки, в случае которой его разработка становится очень  трудной;
• уменьшение затрат, идущих  на фиксацию скважины с помощью колонн;
• получение данных, необходимых  для анализа, в процессе работы разведывательных скважин. Это также одна из вспомогательных функций таких составов, поскольку вместе с ними на поверхность выносится шлам и частички горных пород, которые являются предметом изучения;
• повышение устойчивости к коррозионному воздействию оборудования и труб;
• обеспечение выполнения требований техники промышленной  безопасности и сведение к минимуму вреда, наносимого  экологии окружающей среды.

Требования

К промывочным жидкостям предъявляют следующие требования:

• не загрязнять пласты;
• легко очищаться от шлама и дегазироваться;
• легко регулировать свои свойства;
• быть достаточно термо- и солестойким;
• не мешать проведению геофизических исследований;
• быть экологичным и дешевым.

Виды и их основные параметры

При вращательном бурении нефтяных и газовых скважин в качестве промывочных жидкостей используются:

— агенты на водной основе (техническая вода, естественные буровые растворы, глинистые и неглинистые растворы);

— агенты на углеводородной основе;

— агенты на основе эмульсий;

— газообразные и аэрированные агенты.

Техническая вода— наиболее доступная и дешевая промывочная жидкость.

Имея малую вязкость, она легко прокачивается, хорошо удаляет шлам с забоя скважины и лучше, чем другие жидкости, охлаждает долото. Однако она плохо удерживает частицы выбуренной породы (особенно при прекращении циркуляции), не образует упрочняющей корки на стенке скважины, хорошо поглощается низконапорными пластами, вызывает набухание глинистых пород, ухудшает проницаемость коллекторов нефти и газа.

Естественным буровым растворомназывают водную суспензию, образующуюся в скважине в результате диспергирования шлама горных пород, разбуриваемых на воде.

Основное достоинство применения естественных буровых растворов состоит в значительном сокращении потребности в привозных материалах на их приготовление и обработку, что ведет к удешевлению растворов.

Однако их качество и свойства зависят от минералогического состава и природы разбуриваемых глин, способа и режима бурения, типа породоразрушающего инструмента. Нередко в них велико содержание абразивных частиц. Поэтому естественные буровые растворы применяют в тех случаях, когда по геолого-стратиграфическим условиям не требуется промывочная жидкость высокого качества.

Глинистые буровые растворы получили наибольшее распространение при бурении скважин.

Для бурового дела наибольший интерес представляют три группы глинистых минералов: бентонитовые (монтмориллонит, бейделлит, нонтронит, сапонит и др.), каолиновые (каолинит, галлуазит, накрит и др.) и гидрослюдистые (иллит, бравиазит и др.). Наилучшими качествами с точки зрения приготовления бурового раствора обладают монтмориллонит и другие бентонитовые минералы.

Так, из 1 тонны бентонитовой глины можно получить около 15 м3 высококачественного глинистого раствора, тогда как из глины среднего качества — 4…8 м1, а из низкосортных глин — менее 3 м’.

Глинистые растворы глинизируют стенки скважины, образуя тонкую плотную корку, которая препятствует проникновению фильтрата в пласты.

Их плотность и вязкость таковы, что растворы удерживают шлам разбуренной породы даже в покое, предотвращая его оседание на забой при перерывах в промывке. Утяжеленные глинистые растворы, создавая большое противодавление на пласты, предупреждают проникновение пластовых вод, нефти и газа в скважину и открытое фонтанирование при бурении.

Гуматные

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 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.

Ингибирующие растворы

1. Для снижения интенсивности перехода выбуренной породы в глинистый раствор, повышения устойчивости стенок скважины используют ингибирующие растворы, в состав которых входит неорганический электролит, или полиэлектролит.
2. Снижение размокаемости и диспергирования выбуренных шламов достигается в результате:
3. — ввода в суспензию электролита, содержащего поливалентный катион (гипс, хлорид кальция);
4. — добавки солей поливалентных металлов, переходящих в растворе в гидроокиси;
5. — обработки высокощелочными соединениями, увеличивающими глиноемкость буровых растворов;
6. — использования модифицированных лигносульфонатов;
7. — 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 лигносульфонатами 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.

Кальциевые

Ингибирующие буровые глинистые растворы, содержащие, кроме глины, воды, нефти и утяжелителя, реагентов — понижающих вязкость, фильтрацию 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.

Калиевые

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

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.

Повышение структурно-механических характеристик достигается вводом пасты, приготовленной из бентонитово- го глинопорошка с добавкой УЩР.

Применение бурового раствора

Без использования такой дисперсной системы жидкостей (она состоит их многих компонентов) не обойтись в процессе бурения скважин. Необходим раствор для промывки горных выработок в ходе работ.

Когда идет бурение, дробленые частицы горной породы (так называемый шлам буровой) необходимо вытащить на поверхность. Это и является одной из задач, которую призван решить буровой раствор.

Это не все функции реагента. Буровой раствор применяют также в следующем:

• формирование противодавления на пласт;
• удерживание на весу частей шлама в случае остановки циркуляции реагента;
• охлаждение труб для бурения (они нагреваются из-за трения о скважинные стенки);
• подача к двигателям в забое гидравлической мощности;
• формирование глинистой корки на скважинных стенках;
• физико-химическое воздействие на вышеназванные стенки (таким образом, предотвращается их разрушение).

Также при вскрытии продуктивных пластов важно обеспечить им проницаемость. И с этой функцией призвана справиться дисперсионная жидкостная система.

Преимущества и недостатки

Бурение с промывкой эмульсионным глинистым раствором позволяет уменьшить толщину и липкость глинистой корки, образующейся на стенке скважины, следовательно, снизить опасность прилипания (прихвата) бурильной колонны к стенке скважины и поэтому улучшить условия ее эксплуатации. Благоприятные условия создаются и для работы долота на забое скважины, что способствует сокращению числа долот на скважину и увеличению скорости бурения.

Однако растворам этим присущи и недостатки: повышенная стоимость, разрушение нефтью резиновых деталей турбобуров и насосов, отрицательное воздействие на отбираемый керн, пожароопасность, загрязнение буровой.

При разбуривании аргиллитов, сланцевых глин, соленосных пород с промывкой скважины жидкостью на водной основе под воздействием отфильтрованной из раствора воды, как правило, происходят осыпи, обвалы пород и растворение соленосных пород. В этих условиях желательно использовать промывочные жидкости, не имеющие в основе воду. Такие жидкости следует применять и при бурении в продуктивных пластах, так как не следует допускать загрязнение коллекторов отфильтрованной водой.

Промывочные жидкости на неводной основе — сложная многокомпонентная система, в которой дисперсионной средой являются жидкие нефтепродукты, чаще всего дизельное топливо. Поэтому их называют растворами на углеводородной основе.

Наиболее распространены известково-битумные растворы (ИБР), в состав которых входят дизельное топливо, битум окись кальция, поверхностно-активное вещество и небольшие количество воды. Для повышения плотности ИБР, если это необходимо, в раствор добавляют барит, имеющий большую плотность.

Приготовление

Если в скважине есть залежи глины коллоидного типа, то жидкость для промывки образуется там при бурении ствола. Когда вода попадает в ствол, она диспергирует глиняный состав, частицы которого выбуриваются инструментом, и создается раствор на основе глины; его качество зависит от объема воды и может быть улучшено посредством добавления химических элементов. Такой способ является наименее затратным по средствам и силам.

Также раствор может приготавливаться в мешалках, где глину соединяют с водой и активно перемешивают. В случае необходимости улучшения свойств туда добавляют реагенты (они могут увеличить или уменьшить плотность, вязкость и другие качества). После приготовления проводится очистка жидкости, для чего в стволе формируется специальный желоб с перегородками: по нему жидкость проводится до устья и фильтруется от примесей.
Компания СНК осуществляет сервис буровых растворов, который включает согласование технических особенностей, обследование оборудования, доставку материалов с приготовлением растворов нужного типа, анализ, контроль качества и многое другое. Подробности можно узнать на официальном сайте организации..

Виды химических реагентов для буровых растворов

Производственные компании рекомендуют следующие реагенты для буровых растворов, которые значительно повысят эффективность и качество работы, а так же станут незаменимым защитником Вашего бурового оборудования:

— Химические реагенты для стабилизации и регуляции процесса фильтрации

Компоненты данного реагента значительно снижают вязкость раствора. Реагент способствует снижению фильтрации. Реагент предназначенный для стабилизации может служить как метод контроля водоотдачи. Данные составы способны очень быстро влиять на показатели массы, изменять ее вязкость и плотность.

— Средства для контроля утечки раствора

Данный состав используют для закупоривания так называемых пор внутри породы, утяжелители раствора которым заполняется буровая скважина для выправления внутреннего давления.

— Связывающие присадки и бетониты

В процессе бурения скважины возможно осыпание ствола, данные составы уплотняют активные породы, облегчают уборку выбуренного материалы, и увеличивают производительность работ.

— Специализированные компоненты

Различные смазочные покрытия, составы снижающие вероятность прихватывания элементов, пеногасители и антикоррозийные смеси

— Реагенты неорганические

Значительно ускоряют процесс работы в бурильной колонне. Благодаря реагенту вырастает поступление нефти и ускоряется процесс затвердевания тампонажного цемента.

Сложности при бурении нефтяных скважин

В процессе бурения скважин достаточно часто приходится сталкиваться с техническими проблемами, появление которых может сильно замедлить работы или сделают работу практически невозможной. К таким проблемам относятся следующие явления:

• Разрушения ствола, обвалы;
• Уход в почву жидкости для промывки (удаления частей породы);
• Аварийные состояния оборудования или шахты;
• Ошибки в сверлении ствола.

Достаточно часто обвалы стенок скважины происходят из-за нестабильности горной порода. Признаками обвала является увеличенное давление, большая вязкость жидкости, которая используется для промывки, а также повышенное число фрагментов породы, которые выходят на поверхность.

Чаще всего поглощение жидкости случается, если залегающий ниже пласт целиком забирает раствор в себя. Его пористая структура или высокая степень впитываемости способствует такому явлению.

В процессе бурения скважины буровой снаряд, движущийся по часовой стрелке, доходит до места забоя и поднимается обратно. Скважины доходит до коренных пластов, в которые происходит врезка до 1,5 метра. Чтобы скважина не была размыта, в начало погружается труба, она же служит средством проведения промывочного раствора напрямую в желоб.

Буровой снаряд, а также шпиндель может вращаться с различной скоростью и частотой; этот показатель зависит от того, какие виды пород требуется пробить, какой диаметр коронки будет сформирован. Скорость контролируется посредством регулятора, который регулирует уровень нагрузки на коронку, служащую для бурения. В процессе работы создается необходимое давление, которое оказывается на стены забоя и резцы самого снаряда.

Проектирование бурения скважины

До начала процесса по созданию нефтяной скважины составляется проект в виде чертежа, в котором обозначаются следующие аспекты:

• Свойства присутствующих горных пород (устойчивость к разрушению, твердость, степень содержания воды и ряд других показателей);
• Глубина скважины и угол ее наклона;
• Диаметр шахты в конце: это важно для определения степени влияния на него твердости горных пород;
• Метод бурения скважины (методы бурения будут рассмотрены в этой статье чуть позднее).

Проектирование нефтяной скважины необходимо начинать с определения глубины, конечного диаметра самой шахты, а также уровня бурения и конструктивных особенностей. Геологический анализ позволяет разрешить эти вопросы вне зависимости от типа скважины.