Поможем в ✍️ написании учебной работы

Имя

Поможем с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой

Выберите тип работыЧасть дипломаДипломная работаКурсовая работаКонтрольная работаРешение задачРефератНаучно - исследовательская работаОтчет по практикеОтветы на билетыТест/экзамен onlineМонографияЭссеДокладКомпьютерный набор текстаКомпьютерный чертежРецензияПереводРепетиторБизнес-планКонспектыПроверка качестваЭкзамен на сайтеАспирантский рефератМагистерская работаНаучная статьяНаучный трудТехническая редакция текстаЧертеж от рукиДиаграммы, таблицыПрезентация к защитеТезисный планРечь к дипломуДоработка заказа клиентаОтзыв на дипломПубликация статьи в ВАКПубликация статьи в ScopusДипломная работа MBAПовышение оригинальностиКопирайтингДругое

Нажимая кнопку "Продолжить", я принимаю политику конфиденциальности

Разновидности очистных агентов, область их рационального

Применения

В настоящее время при бурении скважин в устойчивых породах широко используется техническая вода; в слабоустойчивых порода и других сложных геологических условиях применяют глинистые и спе­циальные растворы; в поглощающих горизонтах - аэрированные жид­кости; в сухих разрезах, при отсутствии водопроявлений, - сжатый но здух, природный газ и другие газообразные агенты.

Вода (техническая) явилась первой в истории развития бурения промывочной жидкостью. Впервые вода была применена для промыв­ки при ударном штанговом бурении Фовеллем во Франции в 1848 г.

Вода как пресная, так и минерализованная, в том числе морская, может с успехом применяться при проходке устойчивых и неразмыкающихся пород в условиях, когда пластовое давление не превышает гидростатическое при данной глубине скважины. Если вода доступна в неограниченном количестве, можно вести бурение с частичной и даже полной потерей циркуляции, следя за тем, что бы это не сказалось от­рицательным образом на химическом составе и режиме движения ши­повых вод.

Достоинствами воды, помимо сравнительной доступности и де­шевизны, являются малая вязкость (υ = 1*10"⁶ м²/с при t = 15 °С), достаточная в большинстве случаев для создания противодавления плот­ность (р = 1000 кг/м³), высокая турбулентность потока, способствую­щая эффективной очистке забоя, хорошие смазывающие и охлаждаю­щие свойства.

Применение воды вместо глинистого раствора в благоприятных условиях позволяет увеличить механическую скорость бурения и про­ходку на долото до 50%, достичь экономии за счет сокращения расход долот и глины, химических реагентов, затрат на транспорт и пр.

Применение воды наиболее целесообразно при бурении гидромо­ниторными и алмазными долотами, использовании забойных двигате- ней, при вскрытии продуктивных водоносных горизонтов, если в по­следнем случае нельзя применить газообразные агенты.

Повсеместное применение воды в качестве промывочной жидкости невозможно в силу ряда присущих ей недостатков, среди которых важнейшими являются высокая проникающая, фильтрационная спо­собность; активное размывающее и растворяющее действие; активное взаимодействие с рядом широко распространенных пород, приводящее к их разбуханию, потере устойчивости, обрушениям; отсутствие удер­живающей шлам способности при прекращении циркуляции, отрица­тельное влияние на продуктивные горизонты нефтегазовых месторож­дений; замерзаемость при отрицательной температуре.

Глинистые растворы стали применяться для промывки скважин в мягких породах в начале века, в период освоения роторного бурения на нефть, когда было замечено, что после проходки пластов глины с промывкой водой процесс бурения заметно улучшался, устранялись осложнения, связанные с неустойчивостью пород, слагающих стенки скважины. В дальнейшем быстро распространилось применение ис­кусственно приготовленных глинистых растворов, совершенствовались методы и средства контроля и направленного регулирования их реологических* свойств, и глинистые растворы превратились в важнейшую разновидность буровых промывочных жидкостей. Эффективность их применения обеспечила быстрый рост объемов и глубин бу­рения вплоть до современного его состояния.

Глинистые растворы в зависимости от состава и способа приготовления, помимо очистки забоя, выноса шлама и охлаждения инстру­мента, обеспечивают:

- закрепление стенок скважины в результате образования тонкой глинистой корки, поддерживаемой избыточным гидростатическим давление столба раствора в скважине;

- предупреждение оседания шлама на забой при прекращении циркуляции вследствие быстрого превращения раствора из золя в гель (структурообразование);

- противодавление на высоконапорные горизонты, устраняющее выбросы нефти, газа и воды, достигаемое повышением плотности раствора за счет введения в него тонко измельченных минералов утяжелителей;

- смазку шарошечных долот, бурильных и обсадных труб, уменьшение их износа;

- устранение потерь циркуляции в пористых и трещиноватых по­родах и др.

Особо важное значение имеет способность глинистого раствори закреплять стенки скважины. Это дает возможность при бурении по слабосвязным, неустойчивым породам проходить сотни и тысячи метров без крепления обсадными трубами. В результате улучшения каче­ства глинистых растворов и технологии их применения стало возможным существенное упрощение конструкций скважин. Характерным является также и то, что процесс крепления происходит одновременно с углубкой скважины.

Глинистый раствор в случае прекращения циркуляции способен удерживать шлам во взвешенном состоянии за счет образования проч-

 

***Реология - от греческих слов rehos - поток и logos - течение. Это отдел механики, по­священный изучению текучести жидких и газообразных тел, а также процессов, связанных с остаточными деформациями твердых тел.

 

мой пространственной решетки, что устраняет осложнения по причине оседания на забой породного шлама, содержащегося в восходящем потоке, причем количество его тем больше, чем глубже скважина.

Указанные полезные свойства объясняются тем, что глинистый раствор является колоиднодисперсной системой. Для приготовления глинистых растворов используют распространенные в природе оса­дочные горные породы - глины, представляющие собой смесь минера­лов, основными среди которых являются монтмориллонит, иллит (гидрослюда), каолинит и палыгорскит. Глина имеет обычно полимимеральный состав, кроме бентонитовой, содержащей, в основном, мон­тмориллонит. '

Особенностью глины является активное взаимодействие с водой, высокая пластичность во влажном состоянии. В присутствии воды глина набухает, в воде «распускается» на первичные кристаллы. По­мимо коллоидных частиц размером менее 1 мкм, составляющих в рас­творах лучших для бурения бентонитовых глин до 40%, в виде твердой фазы глинистого раствора содержатся относительно более крупные частицы и нераспустившиеся агрегаты кристаллов глины, а также «песок», представленный инертными минералами.

Различают глинистые растворы на пресной воде и минерализо­ванные. Их подразделят также на малоглинистые, с нормальной кон­центрацией глины и утяжеленные.

Малоглинистые растворы небольшой плотности (1050 - 1080 кг/м³), но достаточной вязкости применяются в условиях, когда проходимые породы относительно устойчивы, поглощения невелики, а пластовые давления близки к гидростатическому для чистой воды.

Утяжеленные глинистые растворы плотностью 2100 - 2300 кг/м³ n более предназначены для создания противодавления на высоконапорные пласты, предупреждения выбросов и фонтанирования, содер­жат значительное количество измельченного инертного материала - утяжелителя высокой плотности (барит, гематит) - и поэтому должны отличаться повышенными структурно - механическими и вязкостными свойствами.

Минерализованные глинистые растворы, в частности соленасыщенные, в результате специальной химической обработки обладают повышенной стойкостью против разрушающего действия минераль­ных солей и предназначены для использования при проходке соленосных отложений или в условиях сильноминерализованных подземных вод. В этом смысле полезными свойствами обладают растворы из палыгорскитовых глин, по своей природе более солестойкие, чем обыч­ные глинистые растворы.

 

 

Группу специальных растворов представляют ингибированные глинистые растворы. Сущность ингибирования заключается в частич­ной регулируемой коагуляции, агрегатирование коллоидных частиц глины при сохранении структурной связности. В качестве ингибито­ров, добавляемых в глинистый раствор, используют жидкое стекло, гипс (алебастр), гашеную известь, хлористый кальций. Соответственно с этим различают силикатные, гипсовые, известковые и хлоркальциевые (высококальциевые) глинистые растворы. Ингибиторы придают глинистому раствору способность не загустевать за счет перехода в раствор выбуренных глинистых пород, повышать устойчивость этих пород в процессе бурения, а также противостоять действию минераль­ных солей. Основное назначение этих растворов - устранение ослож­нений, которые могут выражаться в набухании, обрушении глиносодержащих пород и недопустимом загустевании обычных глинистых растворов. Добавление к раствору ингибиторов часто требует допол­нительной обработки химическими реагентами, иногда сложной и до­рогостоящей.

Проходку мощных толщ глины можно вести с промывкой водой, в результате чего образуется естественный глинистый раствор, свойст­ва которого поддерживаются в нужных пределах периодическим до­бавлением воды и химических реагентов.

Эмульсионные глинистые растворы (гидрофильные эмульсии) содержат 5 - 15% тонко диспергированной нефти или дизельного топ­лива (разметы глобул 10 - 100 мкм) и поверхностно-активные вещества (ПАВ) - эмульгаторы в количестве 0,1 - 1%. В качестве исходного ис­пользуют высококачественный глинистый раствор, в частности хими­чески обработанный. Эмульсионные глинистые растворы образуют тонкие слои смазки, что снижает образование сальников, слипание частиц шлама, износ долот, мощность на вращение бурильной колон­ны и привод насосов, повышает механическую скорость и рейсовую проходку.

Неглинистые буровые растворы, приготовленные искусственно, используются в сложных условиях бурении. Ниже рассмотрены ос­новные из них.

Силикатно-гуминовые растворы предназначены для бурения по осыпающимся («стреляющим») аргиллитам и глинистым сланцам. Они приготавливаются на мягкой воде с добавлением 4 - 8% по весу жид­кого стекла и 12 - 20% УЩР. Действие силикатно-гуминовых раство­ров на глинистые породы заключается в образовании за счет ионного обмена нерастворимого соединения CaSi0₃, цементирующего дренаж­ные каналы. При использовании силикатно-гуминовых растворов на­блюдается рост скорости бурения до 20% в сравнении с промывкой.

 

Глинистыми растворами за счет пониженных плотности и вязкости и, возможно, поверхностной активности.

Меловые растворы при бурении в породах, содержащих минера­лизованные воды, значительно более устойчивы, чем глинистые, отли­чаясь при этом повышенной плотностью (до 1600 кг/м³) при неболь­шой вязкости. Поскольку меловой раствор не является коллоидным, для стабилизации и придания структурных свойств его обрабатывают реагентами - защитными коллоидами и жидким стеклом. Для улучше­ния реологических свойств иногда добавляют 4 - 5% глинопорошка.

Меловой раствор приготавливается из порошкообразного или комового мела соответственно в глиномешалках или фрезерно-струйных мельницах. Аналогично глинистым растворам в различных конкретных условиях применяют кальцевые, известковые, силикатные, эмульсионные и другие разновидности меловых растворов.

Растворы на нефтяной основе применяют для повышения отдачи нефтеносных пластов при вскрытии и гидравлическом разрыве, а так­же в неустойчивых глинисто-соленосных отложениях. Устранение кольматации и обводнения продуктивных горизонтов позволяет мно­гократно повысить дебит. Для приготовления этих растворов раньше использовали сырую нефть, в последнее время - дизельное топливо. Для увеличения плотности и придания структурных свойств в качестве твердой фазы вводят измельченный битум, добавляют негашеную из­весть, а также ПАВ в качестве структурообразователей и стабилизато­ров. Известь диспергирует битум и, взаимодействуя с жирными наф­теновыми кислотами, образует мыла, чем повышает коллоидные свой­ства раствора, являясь одновременно утяжелителем. На 1 м³ раствора расходуют 0,65 м³ дизельного топлива и 0,5 т порошкообразного из нестково-битумного (1:1) концентрата.

Перспективно применение тонкодисперсного битумного порош­ка, приготавливаемого измельчением предварительно замороженного оитума в механическом дезинтеграторе. Такой порошок не слеживает­ся даже при отсутствии извести.

Недостатками растворов на углеводородной основе является вы­сокая стоимость, пожароопасность, разрушающее действие на резино­вые шланги и небезопасность в экологическом отношении. Однако важным достоинством, помимо сохранения устойчивости пород и колекторских свойств пласта, является смазывающее действие, снижаю­щее износ долот и бурильных труб, а также мощность на вращение бурильной колонны.

Эмульсионные неглинистые растворы - обычно прямые гидро­фильные эмульсии типа «масло в воде», реже инвертные (гидрофоб­ные) эмульсии - «вода в масле».

 

 

Эмульсии, содержащие тонко диспергированные в воде глобулы масла, обладают высокоэффективным смазывающим действием. Это способствует повышению ресурса долот и бурильных труб, заметному снижению мощности на вращение бурильной колонны, уменьшению гидравлических потерь на трение и затрат энергии на привод насосов. Содержащиеся в этих растворах ПАВ улучшают очистку забоя от шлама и понижают твердость пород (эффект Ребиндера) за счет аб­сорбции в микротрещинах мономолекулярных слоев, стабилизирую­щих «зоны предразрушения».

Гидрофобные эмульсионные растворы (инвертные эмульсии) в качестве дисперсионной среды содержат углеводородные жидкости (сырая нефть, дизельное топливо), а дисперсной фазы - мелкие капель­ки воды, иногда заранее обработанной ингибиторами в присутствии ПАВ как стабилизаторов. Инвертные эмульсии обладают пониженной плотностью (950 - 980 кг/м³) и легко регулируемой вязкостью. Их ис­пользуют для предупреждения избирательного растворения солесодержащих, размыва и обрушения слабоустойчивых, в особенности набухания и перевода в раствор глинистых пород, а также для устра­нения кольматации продуктивных пластов в процессе вскрытия. Су­ществуют инвертные эмульсии, структурно-механические свойства которых возрастают с увеличением содержания воды. При контакте с пластовыми водами резко возрастает вязкость, что снижает опасность поглощений и водопроявлений. Важными особенностями этих эмуль­сий являются инертность по отношению к солям, а также весьма мед­ленное диспергирование в них глины.

Солевые растворы приготавливают на пресной технической воде растворением в ней NaCl, реже СаС1₂, иногда других солей и приме­няют при бурении в отложениях солей, сильно засоленных глин и в многолетнемерзлых порода.

Применение в мерзлых породах водных растворов поваренной соли (на зарубежном Севере чаще применяют растворы СаС1_г) основа­но на низкой отрицательной температуре замерзания, зависящей от концентрации соли. Незамерзающие солевые растворы, обладая реоло­гическими свойствами воды, отличаются высокой коррозионной ак­тивностью, вызывая ускоренный износ бурового инструмента, и могут за счет физико-химического воздействия разрушать лед, цементирую­щий слабосвязные породы в мерзлом их состоянии. В целях преду­преждения осложнений во многих случаях вместо водной основы для приготовления незамерзающих растворов применяют структурные жидкости, в частности малоглинистые растворы из палыгорскитовой глины.

В отложениях солей для устранения каверно-образования и раз­рушения керна за счет растворения свободной водой необходимо при­-

 

менять насыщенные растворы - рассолы. Однако их применение в мощных отложениях солей, тем более сложного состава, далеко не всегда себя оправдывает. Не устраняется образование каверн за счет выборочного растворения, отложения солей сужают верхнюю часть п вола, в потоке содержатся частицы нерастворенной соли. Поэтому необходимо придание раствору структурных свойств. Применение чистых рассолов оправдано только при проходке маломощных отло­жений однородных солей, например рассола NaCl в пласте галита. При неоднородном составе маломощных отложений применяют насыщен­ный раствор бишофита (MgCl₂-6H₂0). В более сложных случаях при­меняют высокоминерализованный без глинистый крахмальный, нефте- эмульсионный солеглинистый и другие сложные растворы на основе рассола, структурной жидкости, эмульсии и ПАВ.

Буровые растворы с конденсированной твердой фазой являются разновидностями солевых растворов, отличающимися высокой устой­чивостью и наличием структурных свойств. Их получают воздействи­ем щелочи NaOH и силикатов на ионы магния и кальция в водном рас- I воре, за счет чего образуются микрочастицы гидроксидов Mg(OH)₂ ^и ('а(ОН)г, что и придает растворам тиксотропию, поддающуюся регу­лированию за счет введения химических реагентов. В зависимости от растворимости исходных соединений Mg и Са в воде О.К.Ангелопуло подразделяет эти растворы на гидрогель (например, на основе легко растворимого MgCl₂) и солегель. Эти растворы обеспечивают надеж­ную устойчивость стенок скважины за счет сохранения своих структурно- механических свойств в самых тяжелых условиях солевой агрессии.

Шламовые буровые растворы применяются как заменители гли­нистого при затрудненном снабжении глиной. Если в разрезе имеется глина, следует использовать естественный глинистый раствор, обра­зующийся непосредственно в процессе бурения.

Образующийся при бурении шлам обычно полиминерален по со­ставу. Название и свойства шламового раствора определяются преоб­ладающим компонентом. В твердой фазе карбонатных растворов пре­обладают известняки и доломиты, сульфатных - ангидриты и гипсы.

Все неглинистые «растворы» являются механическими суспензиями, не приобретающими коллоидных свойств даже при дополни­тельном диспергировании в процессе замкнутой циркуляции, посколь­ку частицы имеют почти изометрическую форму, малую удельную поверхность и обменную емкость. Однако шламовые растворы до­вольно легко поддаются химической обработке. За счет адсорбции ПАВ частицы шлама гидрофилизируются, оставаясь в растворе до концентрации 20 - 30%, что придает ему плотность до 1300 - 1400 кг/м³, структурные свойства и способность образовывать малопроницаемую

 

корку на стенках скважины. Для получения устойчивых шламовых растворов используют при промывке воду, заранее обработанную реа­гентами-стабилизаторами и структурообразователями, что в процессе бурения придает раствору устойчивость и структурные свойст ва.

Достоинства этих растворов в малой зависимости вязкости и ста­тического напряжения сдвига от содержания твердой фазы, а также слабая чувствительность к осаждающему действию солевой агрессии, недостаток - в повышенной абразивности (за исключением меловых).

Полимерные и биополимерные растворы. Первые из них, пред­ставляющие собой водные растворы высокомолекулярных соединений (КМЦ, ПАА, РС-2, РС-4 и др.), при нефтяном бурении используются, главным образом, как основа для приготовления растворов со специ­альными свойствами, в частности, устойчивых шламовых растворов. Вторые представляют собой водные растворы сложных химических веществ (декстрин, XS, XPS и др.), получаемых биологическим воз­действием на полисахариды, но не содержат живых штаммов бакте­рий. По возможностям регулирования их структурно-механических свойств и устойчивости в условиях сильной минерализации эти рас­творы превосходят глинистые даже на основе бентонитовых глин, в частности, оказывают флоккулирующее действие на шлам глиносо- держащих пород, предупреждая загустевание, и термостойки до 150 °С.

К недостаткам биополимерных растворов можно отнести высо­кую стоимость приготовления и неизвестные пока отдаленные эколо­гические последствия их применения.

Газообразные очистные агенты стали применять с начала 50-х годов для вскрытия продуктивных горизонтов, при бурении по необ- водненным или мерзлым породам, а также в безводных районах и в условиях потерь циркуляции. Используются сжатый воздух, выраба­тываемый дорогостоящими компрессорами, оправдывает лишь в усло­виях, когда обеспечивает кратный рост скоростей бурения. Выхлопные газы двигателей, специально очищаемые и смешиваемые со сжатым воздухом, а также азот нашли применение как средство предупрежде­ния образования в скважине взрывоопасных смесей при бурении с продувкой на нефть и газ.

Аэрированная жидкость (смесь воды или раствора с воздухом или газом), позволяющая в широких пределах регулировать плотность и гидростатическое давление, получила наиболее эффективное приме­нение как надежное средство предупреждения осложнений из-за по­терь циркуляции в самых неблагоприятных условиях. Аэрация промы­вочной жидкости может выполняться механическими способами:

- с помощью смесителя при одновременной работе насосов и компрессоров;

 

- без применения компрессоров с помощью струйного насоса эжекционного типа, засасывающего атмосферный воздух.

Существует также химический способ аэрации - за счет обработки исходной жидкости на приеме насосов пенообразующими ПАВ, что чаще используется как вспомогательная мера при механической аэрации.

Пена находит быстро расширяющееся применение как весьма перспективная разновидность промывочных агентов. Важнейшими достоинствами пены являются малый расход воды, высокая транспор­тирующая и удерживающая способность, отсутствие потерь циркуля­ции в поглощающих породах за счет прочности структуры, смазы­вающее действие, низкие значения теплоемкости и теплопроводности, чем определяется эффективность их применения в мерзлых породах, и в то же время высокая охлаждающая способность в силу эффекта ис­парительного охлаждения.

При бурении скважины пену приготовляют, подавая струю рас­твора ПАВ-пенообразователя в поток сжатого воздуха от компрессора малой производительности. Для нагнетания пены в скважину по бу­рильной колонне необходим дожимной компрессор-бустер повышен­ного давления. ВНИИБТ разработал дешевый дожимной компрессор на основе переоборудованного бурового насоса.

Одним из достоинств промывки пеной, в сравнении с воздушной промывкой, является отсутствие нужды в дорогостоящих и требующих квалифицированного обслуживания компрессоров высокой произво­дительности. К недостаткам пены можно отнести опасность пропуска зон потерь циркуляции, если в дальнейшем предстоит переход на жид­костную промывку, а также неблагоприятные экологические последст­вия ее применения, что, возможно, будет преодолено по мере совер­шенствования рецептуры ПАВ-пенообразователей.

Туман как очистной агент является аэрозолем, т.е. гетерогенной смесью равномерно распределенных мельчайших капель жидкости (5 - 20 мкм) в газе иногда с добавлением ПАВ в качестве стабилизато­ров дисперсной системы, а также ингибиторов коррозии. Туман приго­товляют распылением жидкости в потоке сжатого газа, в частности, с помощью устройств для распыления топлива в дизельных двигателях.

При бурении на нефть и газ туман используют при вскрытии низкодебитных горизонтов, а также для преодоления интервалом механи­чески устойчивых слабообводненных пород.

Три последние разновидности очистных агентов объединяют под названием газожидкостные системы или смеси (ГЖС). Они различа­ются между собой по газосодержанию, т.е. объемному отношению газа и жидкости а:

 

 

На рис. 6.1 показано распределение различных промывочных агентов по их плотности. До появления продувки использовали жид­кости плотностью от 800 (сырая нефть) до 2000 кг/м³ и более. С появ­лением газообразных агентов с плотностью порядка 1,2 - 1,8 кг/м³ об­разовался большой разрыв в плотностях очистных агентов, быстро заполненный ГЖС, что дало возможность регулировать плотность очистного агента в широких пределах: от чистого газа до утяжеленных растворов. Современная технология бурения скважин предоставляет возможность использования очистных агентов разнообразных свойств, соответствующих различным горно-геологическим условиям, с плот­ностью от 1 до 2500 кг/м³.

 

Также очистные агенты можно классифицировать по следующим признакам [35]:

1. По виду дисперсионной среды:

с водной дисперсионной средой (на водной основе); с углеводород­ной дисперсионной средой (на углеводородной основе); газообразные агенты.

2. По виду дисперсной фазы:

с твердой фазой (дисперсии, суспензии); с жидкой фазой (эмуль­сии); с газообразной (аэрированные растворы, пены); с конденсиро­ванной фазой; комбинированные.

3. По составу дисперсной фазы или солей:

глинистые растворы (суспензии); силикатно-гуминовые растворы; меловые растворы; меловые растворы; алюминатные растворы; гипсо­вые растворы; хлоркальциевые растворы; хлоркалиевые растворы и др.

4. В зависимости от обработки:

обработанные химическими реагентами; необработанные.

5. По условиям применения:

для нормальных геологических условий; для осложненных условий

6. По способу приготовления:

естественные - разбуриваемых горных пород; искусственно при­готовленные.

7. По степени минерализации NaCl :

пресные и слабоминерализованные до 0,5% NaCl \ средней мине­рализации 1 - 35 % NaCi , высокоминерализованные до 10% NaCl .

Обоснованный выбор того или иного промывочного агента для конкретных условий является важнейшим технологическим решением, определяющим сроки и стоимость бурения, и достигается в результате детального анализа ожидаемых особенностей геологического разреза и проектной конструкции скважины с обязательным учетом накопленно­го опыта. При этом главными целями являются: обеспечение устойчи­вости ствола скважины в процессе проходки и крепления, предупреж­дения поглощений и проявлений, сохранение или минимальное сни­жение естественной проницаемости продуктивных коллекторов, уст­ранение вредных экологических последствий Оуровых работ.

Таблица 6.1

Продолжение таблицы 6.1

Тип бурового раствора	Область применения	Параметры
Полимерные недисиергрующие растворы с небольшим содержа­нием твердой фазы	В разрезах, сложенных устойчивыми низкоколлоидными глинистыми и карбонатными породами, для предупреждения диспергирования разбуриваемых пород и повышения содержания твердой и глинистой фазы в буровом растворе	Рб.р = 1000-1030; Т500, Фзо, СНС и рН не регламентируются
Безглинистые		Рб.р = 1020; Фзо = 8-10; СНС, = 7; СНС10 =11 рН = 9-10.
Ингибирующие растворы	Для снижения интенсивности перехода выбуренной породы в глини­стый раствор; повышение устойчивости стенок скважины.
Алюминатные	Разбуривание глинистых отложений в условиях невысоких забойных температур (до 100 °С)	Рб.р = 1300-1500; Т500 = 35-60; Фзо=3-5; СНС, = 6;СНС10 =9; рН= 10,5-11,5.
Кальциевые	В глинистых отложениях и аргиллитах для предотвращения перехода выбуренной глины в натриевую форму	Рб.р = 1300-2200; Т500 = 70-100; Фзо= 2-8; СНС, = 9; СНС10 = 15; рН = 8,5-9.
Известковые с высоким рН.	Разбуривание высококоллоидных глинистых пород и аргиллитов	Рб.р = 1080-2200; Т500 = 18-30; Фзо= 4-8; СНС, = 0,6-2,4; СНС10 = 0,9-3,6; рН= 11-12,5; ТС = 100-120
Известковые с низким рН.	Разбуривание глинистых отложений, температурный предел - 160 "С	Рб.р = 1040-2200; Т500 = 25-40; Ф30 = 4-8; СНС, = 1,2-6; СНС10 = 3-9; рН= 8,5-9,5.

 

Продолжение таблицы 6.1

 

Тип бурового раствора	Область применения	Параметры
Хлоркальциевый	Разбуривание неустойчивых аргиллитоподобных отложений	Рб.р = 1080-2000; Т500 = 25-40; Ф30= 4-8; СНС = 1,2-6,0; СНС10 = 3,6+1,2; рН = 9+9,5; ТС = 100.
Алюмокалиевый	Разбуривание увлажненных отложений при температуре до 90 °С	Рб.р = 1080-2000; Т500 = 25+40; Ф30= 4+8; СНС = 1,2+6,0; СНС10 = 3,6+1,2; рН = 9+9,5; ТС= 100.
Силикатные	Для повышения устойчивости ствола скважины при разбуривании осыпающихся пород (мощных отложений гипсов и ангид­ритов)	Рб.р = 1300+1500; Т500 = 35+60; Ф30=3+5; СНС - 6; СНС10 =9; рН = 10,5+11,5.
Гидрофобизирующие	Для предотвращения увлажнения, набухания и диспергирова­ния глинистых пород, сохранения свойств растворов стабиль­ными в течение длительного времени	Рб.р = 1000+1240; Т500 = 25+30; Ф30= 5+8; СНС = 1,2+6; СНС10 = 2,4+9; рН = 8+9.
Соленасыщенные растворы Необработанный глинистый соленасыщенный	При разбуривании соленосных отложений во избежание кавернообразований без терригенных отложений, а также при высо­кой забойной температуре (до 160°С)	Рб.р = 1200+2000; Т500 = 20+40; Фзо не регламентируется; СНС = 1,2+3,6; СНС10 = 2,4+7,2; рН = 7+8.
Стабилизированный соленасыщенный	Бурение в солях с пропластками глинистых отложений при температуре 100 - 220°С	Рб.р = 1200+2000; Т500 = 25+60; Ф30= 3+5; СНС = 24+90; СНС10 = 36+135; рН =8

 

Продолжение таблицы 6.1

 

Тип бурового раствора	Область применения	Параметры
На основе гидрогеля магния	Разбуривание терригенных пород для повышения устойчивости ствола скважины соленосных пород - бишофита, карналлита	Рб.р = 1200+2000; Т500 = 22+40; Ф30= 5+10; СНС = 1,6+3,6; СНС10 = 1,2-4,2; рН= 7,5+8,5.
Тяжелые жидкости ( NaCl , CaCl 2, СаВ r 2г)	При вскрытии продуктивных горизонтов; закачивание и глуше­ние скважин с давлениями в продуктивных пластах, превы­шающими гидростатическое, предотвращение кольматации продуктивного пласта	Рб.р = 1400+1820; Ф30= 9+15.
Растворы на нефтяной основе (РНО) Безводный известково-битумный (ИБР)	Разбуривание легко набухающих, склонных к обвалам глини­стых пород; соленосных отложений; при вскрытии продуктив­ных пластов с низкими коллекторскими свойствами	Рб.р = 980+1020; Т500 = 80+100; Ф30= 0; СНС = 0,3+0,5; СНС10 = 0,4+2,0; ТС= 200+220.
Эмульсионный (ЭЙБР)	Для вскрытия и освоения продуктивных пластов
Высококонцентрированный иверт- ный эмульсионный (ВИЭР)	При бурении скважин с забойными температурами Тзаб<70оС	Рб.р = 1130+1140; Т500 = 90+100; Ф30= 0+0,5; СНС = 0,2+03; СНС10 = 0,3-0,5.
Термостойкий инвертноэмульсионный (ТИЭР)	Для бурения скважин с забойной температурой до 200°С	СНС = 1,8+8,5; СНС10 = 2,4+11.
Термостойкая инвертная эмульсия на основе порошкообразного эмульга­тора ЭК-1	Для предотвращения перехода выбуренной породы в эмульсию в условиях высоких температур (до 200°С) и солевой агрессии	Рб.р = 1030+2100; Т500=150+220; Фзо= 3+6; СНС = 0,3+2,4; СНС10 = 1,2+4,8.

 

 

Продолжение таблицы 6.1

 

Тип бурового раствора	Область применения	Параметры
Газообразные агенты Сжатый воздух, природный газ, выхлопные газы ДВС	Устойчивые породы, в которых отсутствует вода и нефть
Туман (аэрозоль, состоящая из га­зовой среды)	При поступлении в скважину воды, нефти или газа свыше допустимых объемов (в случае использования воздуха или газа)
Пены	В твердых породах (известняки, доломиты), многолетнемерзлые поро­ды; в пористых поглощающих горизонтах; при вскрытии продуктивных пластов; освоение и капитальный ремонт скважин
АБР	Для прохождения зон поглощений, в которых пластовое давление воды, нефти или газа ниже гидростатического
Примечание. Значения Рб.р - в кг/м3, Т500 - в с, С НС - в Па, Ф30 - в см3/30 мин, ТС (температурная стабильность) - в °С

Жидкостей

К процессе бурения применяемая промывочная жидкость должна отвечать конкретным технологическим требованиям к ряду основных свойств, выражаемых количественно и требующих измерения, контроля и поддержания на заданном уровне.

В зависимости от условий бурения нефтяных и газовых скважин, их глубины и сложности состава применяемых очистных агентов контроль их параметров можно подразделить на три уровня.

К первому уровню относится контроль параметров бурового раствора, обязательный для всех скважин и выполняемый с помощью приборов, входящих в комплект лаборанта КЛР - 1, с теми же функ­циями, что и приборы из комплекта ЛГР - 3, применяемого при колон­ковом разведочном бурении. С их помощью измеряются: плотность, условная вязкость, статическое напряжение сдвига, показатель фильт­рации (водоотдача), толщина фильтрационной корки, стабильность, суточный отстой (коллоидальность), содержание песка.

Второй уровень, соответствующий осложненным условиям буре­ния, дополняется определением пластической вязкости, предельного динамического напряжения сдвига, водоотдачи при повышенных тем­пературах, содержания газа и нефти, состава твердой фазы, напряже­ния прибоя (для эмульсионных растворов), степени минерализации (содержания ионов Са, Mg , Na , К, CI и др.).

Оба указанных уровня обеспечиваются с использованием само­ходной контрольной лаборатории СКЛ .- 1, включающей, помимо при­боров комплекта КЛР - 1, испытатель гидрофобных эмульсионных растворов ИГЭР - 1, прибор для определения концентрации твердой фазы и нефти ТФН - 1, фильтр-пресс УИВ-2 (ФП - 200).

Третий, наиболее полный и детальный уровень контроля пара­метров буровых растворов, обеспечивается стационарной лаборатори­ей Раствор - 1, включающей помимо всех перечисленных также специ­альные приборы для определения смазочной способности раствора CP - 1, напряжения сдвига фильтрационной корки НК - 1, вискозиметр ВСН - 2М, рН - метр, установку для термообработки раствора УТ -1 и др.

Ниже рассмотрим основные технологические параметры буровых растворов с учетом специфики их контроля при бурении нефтяных и газовых скважин.

Плотность и удельный вес бурового раствора зависят от содер­жания и свойств использованных при его приготовлении компонентов и в условиях недостаточного контроля могут быстро измениться в процессе бурения.

 

 

В современной системе измерений (СИ) плотность (масса еди­ницы объема) выражается в килограммах на кубический метр, удельный вес (сила тяжести единицы объема) измеряется в ньютонах на ку­бический метр. Удельный вес зависит от ускорения силы тяжести и точке измерения:

На практике, например в расчетах при приготовлении буровых растворов, пользуются понятием плотности (объемной массы) р, вы­ражаемой в граммах на кубический сантиметр или килограммах на кубический метр, а когда определяется, например, гидростатическое давление раствора в скважине, - понятием удельного веса, выраженно­го в единицах силы и объема. Гидростатическое давление столба про­мывочной жидкости на забой может быть определено по формулам

где Н - глубина скважины по вертикали, м; g - ускорение силы тяжести, м/с²; р - плотность жидкости, кг/м³; у - удельный вес жидко­сти, Н/м³.

Выражая давление в атмосферах, следует учитывать, что для тех­нической атмосферы справедливы следующие соотношения:

1 атм = 1 кгс / см² = 10⁴ kгс / м² = 10 м вод. ст.=980663 Н / м² = 10⁵ Па=0,1 МПа.

Плотность буровых растворов в нормальных условиях составляет р = 1,05 -=- 1,3 г / см³ и находится в прямой связи с дисперсностью твердой фазы. Высоко дисперсная бентонитовая глина уже при концен­трации 0,3 - 0,5% по массе дает водный раствор с удовлетворительны­ми структурными свойствами. При использовании низкокачественных местных глин их концентрацию доводят до нескольких процентов, в связи с чем р раствора возрастает. Увеличение плотности раствора вообще нежелательно, так как снижает механическую скорость буре­ния, повышает затраты энергии на привод насосов и потери раствора в поглощающих породах. Повышенный удельный вес раствора необхо­дим для предупреждения проявлений при высоких пластовых давле­ниях, а также в неустойчивых порода, поскольку фильтрационная кор­ка, прижимаемая к стенкам скважины избыточным гидростатическим давлением раствора, предупреждает обвалы и обрушения проходимых пород.

В необходимых случаях плотность раствора введением утяжели­телей доводит до 2,5 г/см³ или многократно снижают за счет аэрации для устранения поглощений при низких пластовых давлениях.

 

Для определения плотности раствора р в граммах на кубический сантиметр, как и при колонковом бурении, в производствен­ных условиях используют ареометр АБР - 1 (рис. 6.3) (АГ - ЗПП, АГ - ЗМ) с погрешно­стью измерений в пределах 0,02 г/см³. В ла­бораторной практике применяют пикнометр с погрешностью не выше ± 0,1%. В ком­плект лаборанта при нефтяном бурении для этой цели входят рычажные весы - плотно­мер ВПР - 1, устройство которых ясно из рис. 6.4.

 

Техническая характеристика ВРП - 1:

Диапазон измерения плотности г/см³:

на верхней шкале                                                               0,9 - 1,6

на нижней шкале                                                                1,5 - 2,6 Погрешность измерения, г/см³                                                              ±0,01

Условная вязкость Т (Т500, с) определяется с помощью вискози­метра ВБР - 1 (рис. 6.5) (СПВ-5), статическое напряжение сдвига Ө1 (в паскалях) измеряют прибором СНС-2 (рис. 6.6), показатель (фильтрации Ф или водоотдачи В (в кубических сантиметрах за 30 мин) и толщина фильтрационной (глинистой) корки К (в миллимет­рах) определяются прибором ВМ - 6 (рис. 6.7), содержание песка («пе­сок») П (в процентах) - отстойником ОМ - 2 (отстойник Т.Д.Лысенко (рис. 6.8)), стабильность С (в граммах на кубический сантиметр) - с помощью цилиндра стабильности ЦС - 2 (рис. 6.9) и ареометра, суточ­ный отстой (коллоидальность) О (в процентах) - с применением лю­бого стеклянного мерного цилиндра с делениями через 1 см³. Эти при­боры и порядок работы с ними известны в практике колонкового раз­ведочного

 

 

 

                  

 

При бурении скважин на нефть и газ определения касательных напряжений сдвига (статического напряжения) раство­ра (в Паскалях), а также динамической вяз­кости ньютоновских жидкостей (в Паска­лях в секунду) используют ротационный вискозиметр ВСН-3, схема которого пред­ставлена на рис. 6.10, а принцип работы аналогичен прибору СНС-2.

 

Для измерения тех же параметров буровых растворов и ньютоновских жид­костей в условиях повышенных темпера­тур и давлений применяют вискозиметр ВСН - 2М, помещенный в автоклав, куда входит также контейнер, заполняемый инертным газом под давлением, которое контролируется манометром. Контейнер снабжен нагревательным элементом и змеевиком для принудительного охлажде­ния. Температура контролируется прибо­ром МВУ6-41 с помощью установленной в контейнере термопары.

 

 

Назначение промывки (продувки) при бурении

Промывка (продувка) - важнейший составной элемент технологии бурения, столь же необходимый, как и разрушение породы забоя. Сущность промывки заключается в циркуляции промывочного агента в скважине для очистки забоя от продуктов разрушения породы и охлаждения породоразрушающего инструмента. Эти две основные функции выполняются любым из существующих промывочных агентов.

В конкретных условиях бурения промывочный агент должен, кроме того, обеспечивать устойчивость стенок скважины, закреплять слабосвязные, рыхлые породы, не допускать набухания или растворе­ния проходимых пород, но в то же время должен облегчать разруше­ние забоя, играть роль понизителя твердости. В случае прекращения циркуляции шлам должен удерживаться в стволе скважины во взве­шенном состоянии, но легко и быстро отделяться в очистительной системе. Гидростатическое давление в скважине должно несколько превышать пластовое для устранения проявлений и выбросов, но не приводить к гидравлическому разрыву пласта, а в поглощающих гори­зонтах быть малым для предупреждения потерь циркуляции. В гори­зонтах с пониженным пластовым давлением необходимо надежно за­купоривать трещины и другие дренажные каналы, но при вскрытии продуктивных пластов нельзя ухудшать их коллекторских свойств. Промывочный агент должен снижать коррозию и абразивный износ породоразрушающего инструмента и бурильной колонны, обеспечи­вать их смазку, для чего требуется повышенная вязкость, но затраты энергии на преодоление гидравлических сопротивлений в поверхност­ных трубопроводах и циркуляционной системе скважины должны быть минимальными. Свойства промывочного агента не должны су­щественно изменяться под влиянием высоких температур и давлений, минерализованных вод и растворимых пород, необходима возмож­ность их быстрого восстановления. Исходные материалы для приго­товления буровых растворов должны быть доступны и дешевы.

Столь многозначные, различные и часто противоречивые по смыслу требования не могут быть удовлетворены каким-либо универ­сальным очистным агентом.

 

*По материалам профессоров Литвиненко В.С и Кудряшова Б. Б.

Применяемая при бурении на нефть и газ прямая циркуляция за­ключается в принудительной подаче жидкого или газообразного очистного агента с поверхности по колонне бурильных труб к забою и от забоя по кольцевому каналу между бурильными трубами и стенками скважины (или обсадной колонны) к поверхности. При этом продукты разрушения породы забоя (шлам) выносятся на поверхность.

Общая по скважине циркуляция может быть замкнутой и незамкнутой. Первая осуществляется при использовании промывочных жид­костей, вторая - в условиях применения газообразных агентов. При замкнутой циркуляции, обязательной по современным требованиям экологии, буровой раствор после выхода из скважины принудительно очищается на поверхности, попадает в приемные емкости, откуда насосами вновь подается к забою. По замкнутой схеме циркулирует и жидкая фаза аэрированных растворов. Используемый в качестве газо­вой фазы воздух после пылеулавливания выходит в атмосферу, а при­родный газ при этом сжигается. Замкнутая циркуляция целесообразна с точки зрения охраны природной среды даже в условиях избытка во­ды, например при бурении на акваториях.

В процессе циркуляции возможны потери очистного агента за счет ухода в поглощающие породы. Потеря циркуляции может быть частичной, полной и катастрофической. В первом случае на поверх­ность выходит меньшее количество промывочной жидкости, чем пода­ется в скважину. Во втором - бурение ведется вообще без выхода жидкости на поверхность. Катастрофическая потеря циркуляции происходит при внезапном вскрытии скважиной крупной трещины, каверны или карста, что обычно сопровождается осложнениями. Поте­ри циркуляции воздуха (газа) при бурении с продувкой не представ­ляют опасности, тем более, что за счет заполнения дренажных каналом шламом через некоторое время циркуляция восстанавливается, чего не происходит в условиях жидкостной промывки.

На нормальный процесс циркуляции сильное влияние оказывают притоки в скважину подземных вод и других флюидов. Циркуляция может быть полностью нарушена фонтанированием воды, газа, нефти.

Предупреждение указанных и многих других осложнений, обес­печение нормальных условий бурения решающим образом зависят от обоснованного выбора соответствующего вида очистного агента.

В каждом конкретном случае в зависимости от геолого - технических условий и поставленной задачи необходимо разрабаты­вать особую рецептуру бурового раствора.