Буровой раствор для бурения нефтяных скважин

Буровые растворы: состав, свойства, способы приготовления

При работе нефтяной или газовой скважины, ее разработке используется специальный буровой раствор, приготавливаемый непосредственно перед добычей полезных ископаемых. Его использование позволяет решить большой спектр задач, начиная от фильтрации и очистки забоя и стволового пространства и заканчивая основными требованиями техники безопасности, поэтому применение такого раствора является необходимым процессом в ходе разработки любого месторождения. Современные растворы могут иметь разный состав, вязкость, вес и другие характеристики, и приготовление осуществляется с учетом особенностей залежей, выбранных технологий, финансовых аспектов и других факторов.

Что такое буровой раствор?

Буровым раствором называют сложную дисперсионную систему жидкостей эмульсионного, аэрационного и суспензионного типа, которые служат для промывки стволов в ходе бурения скважин. Циркулируя внутри, раствор чистит стенки от наслоений, вымывает остатки пробуренных пород, выводя их на поверхность, стимулирует разрушение слоев инструментом, позволяет провести качественное вскрытие горизонта и решить массу иных задач.

Как правило, при бурении используются составы на основе воды и углеводородных частиц (раствор битума и известняка, эмульсии инвертного типа). Для бурения в отложениях хемогенного вида обычно используется приготовление буровых растворов на основе соленасыщенных глинистых элементов, гидрогелей, при высоком риске обвалов применяют растворы-ингибиторы, а в случае повышенной температуры создаются термостойкие составы на глинистой основе. Если же разработка осуществляется на месторождениях с повышенными показателями давления, то необходимо использовать растворы утяжеленного типа.

Свойства буровых растворов

Продуктивность работы с использованием раствора зависит от качества последнего. Особенно важными являются такие свойства, как плотность, водоотдача, вязкость, напряжение сдвига. Плотность измеряется при помощи ареометра, ее показатель варьируется в пределах 1000-2500 кг на кубометр, а вязкость условного типа определяется временем, за которое раствор в определенном объеме протекает из классической воронки. Существует также эффективная вязкость, которую измеряют вискозиметром, и она отображает соотношение напряжений в общем потоке и скоростного градиента.

Что касается напряжения сдвига, то его также измеряют вискозиметром; стандартное значение колеблется в пределах 0-20 Па. Для измерения водоотдачи нужно знать объем фильтрата, который выделяется через очистное оборудование при перепаде давления за полчаса на 100 и более кПа.

Чтобы обеспечить максимальную продуктивность бурения, свойства растворов контролируют посредством ввода специальных реагентов и материалов для улучшения качества. Так, при необходимости уменьшения водоотдачи буровой раствор могут обработать реагентами на углещелочной основе, сульфитно-спиртовым составом, целлюлозными добавками, крахмалом модифицированного типа. Реологические качества достигаются посредством ввода в буровые растворы понизителей вязкости: к ним относится, например, нитролигнин, полифенолы, фосфат и другие вещества.

Предотвращение проявлений воды, нефти и газа при повышенном давлении осуществляется посредством увеличения плотности состава: для этого в раствор вводят утяжелитель (бармит, мел, гематит). В состав также может быть добавлен пенообразователь или произведено аэрирование. Антифрикционные качества растворов улучшаются посредством добавления смазок (графит, нефть, гудрон и пр.), а для сохранения нужных свойств при высоких температурах во время эксплуатации буровые растворы обогащают хроматами кальция, натрия, антиоксидантами. Для пеногашения состав может быть дополнен резиновой крошкой, спиртовыми частицами или кислотами.

Состав буровых растворов

Приготовление буровых растворов требует использования тонкодисперсионных глиняных веществ с высокой степенью пластичности и невысоким процентом песчаных частиц: они могут создавать вязкую суспензию в контакте с водой, которая не будет давать осадка в течение долгого времени. Наилучшими свойствами обладают разновидности глиняных порошков на основе щелочных составов, и они дают растворы с невысоким показателем плотности.

При создании бурового раствора важно следить, чтобы туда не попали вредные примеси, к которым относится гипс, частицы известняка, а также соли, способные растворяться в воде. По техническим требованиям, главным показателем качества сырья в виде порошка или глины считается выход раствора, т.е. число кубометров нужной вязкости, которые получаются из тонны сырья. Важными показателями также считаются такие параметры, как плотность и число песка в составе.

Назначение буровых растворов

Приготовление буровых растворов преследует ряд важных целей:

• Охлаждение поверхностей долот и их смазывание. Поскольку работа такого оборудования сопровождается возникновением большого трения, основным назначением состава является смазывание и уменьшение температуры, что повышает износостойкость техники.
• Очистка забоя. Большинство типов растворов позволяет эффективно вымыть из скважины выбуренную породу, а также вынести ее на поверхность. Качество и степень очистки определяется физико-химическими свойствами составов, а также геологическими особенностями, поэтому в приготовлении нужно учесть и состав пород месторождения.
• Создание очистного слоя на стенках ствола. Формируемая корка имеет невысокую проницаемость, поэтому она обеспечивает устойчивость песков в верхней зоне разреза и разделяет скважину и проницаемые слои.
• Предупреждение проявлений нефти, газа и пластовой воды.
• Защита от обвалов стенок, которые могут произойти в случае наличия в составе пород неустойчивой глины.
• Еще одно назначение – обеспечение высокого качества вскрытия горизонтов: большинство видов современных растворов позволяет не допустить их загрязнения в процессе бурения, а также избежать полного закупоривания, делающего разработку очень трудной.
• Снижение затрат на фиксацию при помощи колонн.
• Получение данных для анализа при работе разведывательных скважин является одним из вспомогательных назначений раствора; предметом изучения является шлам и выносимые части породы.
• Повышение устойчивости труб и оборудования к коррозии.
• Последнее назначение – обеспечение техники безопасности в процессе разработки и минимизация вреда для окружающей среды и экологической обстановки района.

Виды и типы буровых растворов

Современная классификация включает следующие виды жидкостей для промывки:

1. Растворы на основе воды. В эту категорию выделяют безглинистые составы (техническая вода, растворы, суспензии и средства на основе полимеров), глинистые вещества (на основе пресной, минерально воде, гипсовые, глиняные и хлорные растворы).
2. Растворы на неводной основе: составы с углеводородами, нефтепродуктами с минимальным содержанием газа.
3. Жидкости аэрированного типа, пены.
4. Газообразные реагенты.

Приготовление буровых растворов

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..

Карамовское месторождение: мультибур

Читайте также:

snkoil.com

Промывка скважин и применяемые буровые растворы

Компания «АКРОС» предоставляет услуги сервисного сопровождения буровых растворов при промывке скважин. При проведении работ используется современная техника и сертифицированные материалы для изготовления промывочных составов. Работы выполняются с соблюдением договорных сроков, требований безопасности и технологических норм. Штат сотрудников состоит из высококвалифицированных инженеров, которые проходят обучение и курсы повышения квалификации в собственном учебном центре.

Цели промывки скважин

Основными функциями буровых растворов являются:

• удаление выбуренной породы из-под долота, ее транспортировка вверх по спиральным поверхностям бурильной колонны, отделение шлама от колонны после его поднятия на поверхность;
• удержание выбуренной породы во взвешенном состоянии в случае приостановки циркуляции бурового раствора;
• эффективное охлаждение рабочих частей долота;
• повышение скорости дробления выбуриваемой породы в призабойной зоне;
• создание необходимого давления на внутренние поверхности скважины для их уплотнения и защиты от попадания грунтовых вод, нефти, газов и др.;
• уплотнение стенок скважин для защиты от их обрушения;
• передача механической энергии забойному гидравлическому двигателю;
• обеспечение необходимой проницаемости пластов при их последующем вскрытии.

Разновидности буровых растворов

Полимерные. Такие составы получили широкое распространение за счет высоких очистных, транспортирующих и удерживающих свойств. Полимеры с длинноцепочной молекулярной структурой также способны уменьшать гидравлическое сопротивление в турбулентных потоках. Также полимерные растворы препятствуют проникновению жидкого фильтрата в поры обрабатываемых пород.

Газожидкостные (ГЖС). В данную категорию промывочных жидкостей входят пены и аэрированные составы. Последние производятся методом аэрации жидкой смеси и насыщения ее молекулами воздуха или других газообразных веществ. Пены и аэрированные смеси обладают высокой несущей способностью и очистными свойствами, отличаются низкой теплопроводностью (актуально при работе в условиях холодного климата), а их свойства можно регулировать путем изменения степени аэрации.

Инвертные эмульсионные (ИЭР). ИЭР – это гидрофобно-эмульсионно-суспензионные составы, в которых дисперсионной средой является дизельное горючее или разгазированная нефть. Промывочные смеси этого типа отличаются увеличенным содержанием технической воды, что обусловливает их доступность и востребованность в нефтегазовой промышленности. При использовании ИЭР обязательно учитывается, что такие составы являются пожароопасными.

На углеводородной основе (РУО). Такие растворы изготавливаются на основе дизельного топлива, нефти или углеводородорастворимых ПАВ, используемых в качестве дисперсионной среды. Основными достоинствами таких составов являются возможность продолжительного использования без потери первоначальных свойств, высокие антикоррозионные характеристики, термостойкость и отсутствие негативных воздействий на нефтяные пласты со стороны фильтрата. Чаще всего РУО применяются при бурении скважин в породах с низким пластовым давлением.

С конденсированной твердой фазой. При производстве промывочных жидкостей данного типа применяется технология, основанная на получении коллоидных составов из перенасыщенных электролитов. Наиболее распространенным материалом, относящимся к этой группе растворов, является гидрогель магния. Для его изготовления используются рассолы магнийсодержащих солей. Основными преимуществами являются устойчивость к воздействию пластовых вод и способность создавать фильтрационную корку, растворимую в сероводородной кислоте.

Соленасыщенные. Промывочные растворы с повышенной концентрацией солей разработаны для бурения скважин в породах, в которых присутствует значительное количество солевых отложений, чередующихся с глинистыми пластами. Помимо основного компонента (карналлитовой или натриевой соли), в состав входит минерализованная вода, солеустойчивая глина, стабилизаторы, разжижители и смазочные примеси. Растворы данного типа имеют ограниченную сферу применения из-за их коррозионной активности и экологической вредности.

Ингибирующие. Ингибирующие смеси успешно применяются при бурении скважин в глинистых породах, способных терять устойчивость при контакте с дисперсионными веществами, которые входят в состав буровых растворов на водной основе. Отличительной особенностью является наличие реагента-ингибитора, необходимого для замедления процессов набухания, гидратации и диспергирования глин. В зависимости от состава ингибирующие растворы делятся на несколько подвидов: известковые, гипсокалиевые, хлоркалиевые и др.

Технологии промывки

Прямая. Промывка скважин прямым методом осуществляется при помощи насосно-компрессорных труб (НКТ). Мощный насос нагнетает в НКТ промывочную жидкость, которая циркулирует в скважине, захватывая и вынося на поверхность частицы шлама через колонну. Главное преимущество метода – высокая скорость промывки.

Обратная. Технология обратной промывки отличается от предыдущей направлением циркуляции промывочной жидкости: раствор подается в колонну и выходит наружу вместе с частицами шлама через насосно-компрессорные трубы. Данный метод используется при недостаточной мощности насосного оборудования и при значительном внутреннем диаметре скважины.

Ключевые свойства буровых растворов

Ингибирующая способность. Данное свойство определяет способность промывочной жидкости предотвращать или замедлять процессы деформации стенок скважины. Применение растворов с высокими ингибирующими характеристиками позволяет избежать нежелательного сужения ствола, появления каверн и других поверхностных дефектов. В частности, такие составы используются при проведении буровых работ на месторождениях, где преобладают гидратирующиеся и набухающие глинистые породы.

Триботехнические характеристики. От триботехнических свойств бурового раствора, используемого при промывке скважин, зависит величина сил трения между контактирующими поверхностями: стенками скважины и наружными поверхностями труб, керном и керноприемной трубой, цилиндром буровой насосной установки и плунжером и т. д. Использование промывочных жидкостей, способных снижать трение, позволяет замедлить износ буровых инструментов и предотвратить осыпание породы внутри скважины.

Электрохимические свойства. Электрохимические характеристики промывочных жидкостей непосредственно зависят от концентрации солей, утяжелителей и других компонентов в их составе. Основными свойствами являются водородный показатель рН (определяет активность ионов водорода в материале) и удельное электрическое сопротивление (влияет на электропроводность раствора).

Фильтрационно-коркообразующие свойства. Данный показатель определяется по двум характеристикам бурового раствора – по толщине фильтрационной корки, создаваемой промывочной жидкостью на стенках скважины, и по показателю фильтрации. Последняя величина обозначает объем фильтрата, проходящего сквозь корку заданного диаметра в течение 30 минут при фиксированном перепаде давления.

www.akros-llc.com

Буровые 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.

Вследствие повышенной пожароопасности растворов на нефтяной основе, должны соблюдаться специальные правила.

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. Для ИБР характерны нулевая или близкая к ней фильтрация и содержание воды, не превышающее 2-3 %.

Эмульсионный известково-битумный раствор (ЭИБР)

Инвертная эмульсия 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 предел термостойкости (180- 190 °С).

Высококонцентрированный инвертный эмульсионный раствор (ВИЭР)

Относится к системам на нефтяной основе, получаемым с помощью специального эмульгатора — эмультала. ВИЭР используется при бурении скважин с забойной температурой, не превышающей 70 °С. В указанных условиях ВИЭР устойчив при наличии большого количества выбуренной породы и отличается высокой стабильностью. Термостойкость ВИЭР на основе эмультала можно повысить введением в его состав окисленного битума в виде 15-20%-ного битумного концентрата.

Термостойкий инвертный эмульсионный раствор (ТИЭР)

Инвертная эмульсия на основе мыльного олеогеля, катионоактивных ПАВ (АБДМ-хлорида) и органофильных глин, получаемых путем модификации бентонита в среде базовой эмульсии. ТИЭР применяют при бурении скважин с забойной температурой до 200 °С. Преимущества ТИЭР заключаются в низкой эффективной вязкости, высоких сдвиговом разжижении и выносящей способности, обеспечиваемой быстрым восстановлением вязкости выше зоны забоя и большой скоростью набора прочности структуры. Напряжение сдвига снижают добавкой небольших количеств дизельного топлива или неутяжеленной базовой эмульсии.

Термостойкая инвертная эмульсия на основе порошкообразного эмульгатора Эмульсина ЭК-1

Обладает высокой устойчивостью к действию температур (до 200 °С) и солевой агрессии. Отсутствие в ее составе водорастворимых ПАВ обеспечивает стабильность ее свойств в процессе бурения.

burovoeremeslo.ru

Преимущества применения буровых растворов на углеводородной основе при бурении нефтяных и газовых скважин Текст научной статьи по специальности «Химические технологии»

УДК. 622.24

ПРЕИМУЩЕСТВА ПРИМЕНЕНИЯ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ НА УГЛЕВОДОРОДНОЙ ОСНОВЕ ПРИ БУРЕНИИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

В.Ю. Гришковец1, Ю.С. Давыдов2, Т.А. Редкин 3, Л.В. Николаева4, А.В. Карпиков5

Иркутский государственный технический университет, 664074, Россия, г. Иркутск, ул. Лермонтова, 83.

Рассмотрены преимущества буровых растворов на углеводородной основе при первичном вскрытии продуктивных пластов, рецептуры иностранного и отечественного производства.

Библиогр 4 назв. Ил. 3.

Ключевые слова: растворы на углеводородной основе; первичное вскрытие продуктивных пластов.

ADVANTAGES OF USING OIL-BASE MUDS UNDER DRILLING OIL AND GAS WELLS

V.Y. Grishkovets, J.S. Davydov, T.A. Redkin, L.V. Nikolaeva, A.V. Karpikov

Irkutsk State Technical University, 83 Lermontov St., Irkutsk, 664074, Russia

The article considers the advantages of oil-base muds of foreign and domestic formulation under the primary opening of productive layers.

4 sources. 3 figures.

Key words: oil-base muds; primary opening of productive layers.

Одной из основных причин низкой продуктивности скважин или отсутствия притоков является применение для вскрытия буровых растворов на водной основе. При проникновении фильтратов таких растворов в поровое пространство пласта оттесняется нефть, набухает глинистый цемент коллектора, образуются нерастворимые соединения с реагентами, водонефтяные эмульсии и т.д.

Поэтому значительную роль при

строительстве скважин играет технология буровых растворов. От выбора состава и свойств промывочного агента, правильности управления его качеством, технологической грамотности персонала зависит успешность буровых работ, которая заключается как в предупреждении геологических осложнений и аварийных ситуаций, так и в повышении показателей работы долот, получении достоверной геологической

^ришковец Вячеслав Юрьевич, аспирант кафедры нефтегазового дела, тел.: 89135244811, e-mail: [email protected]

Grishkovets Vyacheslav, Postgraduate of the Department of Oil and Gas Business, tel.: 89135244811, e-mail: [email protected]

2Давыдов Юрий Сергеевич, аспирант кафедры нефтегазового дела, тел.: (3952) 405278, e-mail: [email protected]

Davydov Yuri, Postgraduate of the Department of Oil and Gas Business, tel.: (3952) 405278, e-mail: [email protected]

3Редкин Тарас Анатольевич, аспирант кафедры нефтегазового дела, тел.: (3952) 405278, e-mail: [email protected]

Redkin Taras, Postgraduate of the Department of Oil and Gas Business, tel.: (3952) 405278, e-mail: [email protected]

4Николаева Людмила Васильевна, кандидат технических наук, доцент кафедры нефтегазового дела, тел.: (3952) 405659, e-mail: [email protected]

Nikolaeva Lydmila, Candidate of technical sciences, Associate Professor of the Department of Oil and Gas Business, tel.: (3952) 405659, e-mail: [email protected]

5Карпиков Александр Владимирович, кандидат технических наук, доцент кафедры нефтегазового дела, тел.: (3952) 405659, e-mail: [email protected]

Karpikov Alexander, Candidate of technical science, Associate Professor of the Department of Oil and Gas Business, tel.: (3952) 405659, e-mail: [email protected]

информации и сохранении продуктивных характеристик коллектора.

В настоящее время разработано и используется большое количество рецептур буровых растворов, отличающихся по виду дисперсионной среды и дисперсионной фазы. Важнейшая особенность любого бурового раствора заключается в том, что взаимодействие между раствором и разбуриваемой породой должно оказывать минимальное воздействие на механические свойства пород. Это существенное требование для того, чтобы сохранить номинальный диаметр скважины и успешно закончить бурение. В сцементированных породах бурение неизбежно вызовет снижение напряжения в горной породе и создаст «потенциал всасывания». При использовании бурового раствора на водной основе вода попадет в породу и непременно изменит ее механические свойства. Эти изменения могут быть не столь большими, чтобы привести к нарушению стабильности ствола и, конечно, их можно свести к минимуму применением ингибированных систем, таких, например, как полимерный раствор с хлоридом калия. Однако эти системы не могут предотвратить смачивание водой пор горной породы. Стабилизировать этот процесс можно единственным способом: вступать в контакт с породой должен раствор, который не будет ее смачивать и, следовательно, не будет входить в поры и вызывать изменения механических свойств горных пород. Поэтому и были разработаны буровые растворы, дисперсионной средой которых являются углеводороды.

При использовании растворов на углеводородной основе (РУО) регулирование фильтрации достигается благодаря образованию тонкодиспергирован-ных эмульсий воды в углеводородной фазе при добавлении эффективных органических эмульгаторов. Мельчайшие, весьма устойчивые капельки воды ведут себя как деформируемые частицы твердой фазы, обеспечивая низкую проницаемость фильтрационных корок.

Общепринято деление РУО на два типа. Первый тип - собственно раствор на углеродной основе - не зависит от вовлеченной эмульгированной воды с точки зрения ее влияния на геологические свойства и водоотдачу.

Обычно вода в рецептуру РУО не входит, но, как правило, около 10% воды все-таки в нем имеется. РУО приготавливают на основе рафинированных нефтей, таких как дизельное топливо, но также можно использовать и сырую нефть. В них могут содержаться модифицированные асфальтены в большой концентрации.

Второй тип раствора называется инвертной эмульсией.

У инвертной эмульсии, так же как и РУО, углеводородная дисперсная среда, но в дисперсной фазе должна быть вода, которая обеспечивает некоторые реологические свойства и контроль водоотдачи. Инвертные эмульсии могут содержать от 10 до 50% эмульгированной воды в виде мельчайших шариков диаметром меньше одного микрона в дисперсионной среде, в качестве которой может использоваться чистая нефть или дизельное топливо.

При использовании РУО - максимально достижимая стабильность ствола при одновременном контроле горного давления посредством изменения плотности бурового раствора. В сильно искривленных скважинах, в которых напряжения горных пород имеют большую величину и которые труднее контролировать одной лишь плотностью раствора, а период бурения без обсажи-вания ствола вследствие направленности бурения и большей глубины увеличивается, дополнительная стабилизация ствола может оказаться решающим фактором. Инертная среда предотвращает гидратацию и диспергирование шлама, который эффективно удаляется очистным оборудованием. В результате получается ствол почти номинального диаметра, а необходимость разбавления раствора из-за загрязнения его шламом почти не возникает. Буровой раствор,

ивдшпм.ч

s

M

3

БУРОВОЙ СКОРОСТЬ ПРОХОДКИ и СТАБИЛЬНОСТЬ СТВОЛА ПРИ РЬСТВОР К* БУРЕНИИ В УСЛОВИЯХ ОТРИЦАТЕЛЬНОГО рдгт|™ „ .

ДИФФЕРЕНЦИАЛЬНОГО ДАВЛЕНИЯ о"1:!иЪо|Ь

БУРОВОЙ РАСТВОР И* ОСНОВЕ 1РЕСНОИ

>+4 1»

1Г <* ■»*

19 - »«.г *тх>

14

|тг

it.«

ig - mû И.»

_

Qn — плспностъ tivpœcno растворе, фунтДнллон

Pf-пмотаоелавлеянв ВРЕМЯ ррянгаиЯ ДОЛрТЛ НЛ ÎHiRtlF

Рис. 1. Влияние бурового раствора на скорость проходки и стабильность ствола при бурении газоносных слоев низкой проницаемости [1]

высокая концентрация ПАВ и стабильный ствол вместе взятые способствуют повышению смазочных свойств, что снижает крутящий момент и в общем улучшают условия бурения.

Неполярная природа этого бурового раствора способствует тому, что эта система в основном нечувствительна к химическому загрязнению, которое обычно оказывает влияние на системы на водной основе, такие как соль, ангидрид, двуокись углерода и сероводорода.

Еще одной областью, в которой инертная природа этого раствора имеет преимущество, является вскрытие пласта и отбор керна, завершение бурения и капремонт скважин. Эти растворы можно приготовить таким образом, что эмульсия будет стабильна даже в условиях очень высоких температур. Эта их способность вместе со смазочными свойствами и стабильностью сланцев часто делают инвертные эмульсионные буровые растворы более предпочтительными, чем другие типы растворов.

Однако кроме этих очевидных преимуществ есть и недостатки. Один из них - стоимость, ибо по сравнению с системами на водной основе РУО имеют гораздо более высокую начальную

стоимость и поддержание их на должном уровне обходится значительно дороже. Но в конечном итоге, благодаря тому, что РУО не приходится разбавлять, несложно хранить и можно использовать повторно, общие затраты на них снижаются. В некоторых условиях бурения, например, на море, окружающую среду следует изолировать от РУО, что включает в себя дорогостоящую промывку и прочие меры, связанные с безопасным применением этих растворов. Ведущиеся в настоящее время интенсивные поиски нефти и связанные с этим высокие затраты увеличили потребность в буровых растворах на углеводородной основе.

Высокоэффективные буроые растворы на основе жидких парафинов/минеральных масел

INNOVERT. Более 30 лет тому назад фирма «Бароид флуид сервисиз» первой начала применять органофильную глину в составе инвертных эмульсионных растворов. А теперь она первой отказываются от ее применения.

В 2001 году фирма «Бароид» предложила свою систему ACCOLADE, ставшую новым словом в технологии приготовления буровых растворов. Раствор ACCOLADE - первый

выпущенный промышленностью безглинистый высокоэффективный инвертно-эмульсионный буровой раствор.

Практический опыт, полученный с составами ACCOLADE, был учтен при разработке системы INNOVERT, которая предназначена для применения там, где предпочтительной углеводородной основой служат парафины/ минеральные масла. Эта система заставляет отказаться от устаревших, но применяемых методов борьбы с оседанием барита в буровых растворах на основе парафинов/ минеральных масел. Технические достижения, реализованные в этих составах, получили высокую оценку не только за устранение оседания барита, но и за значительное снижение совокупных поглощений бурового раствора, уменьшающих конечную стоимость пробуренной скважины.

Регулирование реологических свойств системы INNOVERT и всех высокоэффективных инвертно-эмуль-сионных систем осуществляется применением нескольких новых эмульгаторов и жирных кислот. Использование таких добавок представляет собой весьма существенный отход от широко распространенных органофиль-ных глин и лигнита. Взаимодействие компонентов в этом безглинистом составе играет решающую роль в образовании его прочной и одновременно хрупкой гелевой структуры, ставшей одной из самых примечательных особенностей буровых растворов серии ACCOLADE [3].

Преимущества высокоэффективных систем INNOVERT:

• Устойчивые свойства бурового раствора в широком диапазоне температур и плотностей.

• Низкие статические напряжения сдвига с хрупкой структурой, способные дать снижение потери раствора в скважине до 80% при среднем снижении на 41% и, следовательно, позволяющие умень-

шить эксплуатационные расходы и воздействие на окружающую среду в сравнении с обычными инвертно-эмульсионными растворами.

• Реологические свойства, которые позволяют получать низкую эквивалентную плотность циркуляции бурового раствора в сочетании с большой несущей способностью и, следовательно, устраняют потребность в тонкоизмельченных утяжелителях, одновременно способствуя достижению отличного качества очистки ствола.

• Высокие статические напряжения сдвига с хрупкой гелиевой структурой, требующие меньших значений давлений нагнетания на устье скважины для разрушения структуры бурового раствора и поэтому устраняющие потребность в изменении его реологических свойств перед спуском обсадной колонны.

• Повышенная стойкость к загрязнителям, таким как выбуренная порода или приток воды.

• Существенно пониженное содержание твердой фазы, способствующее повышению механической скорости бурения.

• Сокращение ассортимента компонентов по сравнению с потребностями для обычных буровых растворов на синтетической основе, упрощающее снабжение и сберегающее пространство на буровой площадке.

• Быстрота реакции на обработку химическими реагентами, не требующая ожидания результатов воздействия реологическими модификаторами (т.е. исключение потребности в многократной циркуляции).

• Вносит вклад в сокращение общих затрат на строительство скважин, повышая рентабельность капиталовложений.

• Для выравнивания плотности после долгого нахождения раствора в статическом состоянии не требуются промежуточные промывки при спуске инструмента до забоя.

добывающая систему

• Чрезвычайно тонкая фильтрационная корка бурового раствора и неглубокое проникновение фильтрата способствуют установлению оптимальных условий для геофизических исследований скважины, превосходной обратной проницаемости по нефти и низких давлений отрыва.

Перед тем как компания испытала

INNOVERT на следующей глубоководной скважине, она потеряла большое количество бурового раствора на соседних скважинах. Фирма «Бароид флуид сервисиз» сменила конкурирующую фирму и успешно внедрила свою систему INNOVERT. Добывающая компания сообщила о снижении потерь раствора в скважине на 60% и конечной экономии средств на 200 тыс. долл. США на каждые пробуренные 3000 метров.

Все инновации, которые были применены в системах ACCOLADE, были использованы при создании новой системы INTEGRADE, системы на основе дизельного топлива с дисперсной фазой CaCl. с загустителем RHEMOD L для контроля реологических свойств и с реагентом-

понизителем фильтрации ADAPTA для снижения фильтрации в условиях высокого давления/высокой температуры. Отсутствие органофильного лигнита и сокращение добавок органофильной глины обеспечивают непревзойденные рабочие характеристики системы INTEGRADE на основе дизельного топлива.

Кроме того, заказчик отметил, что при спуске и цементировании обсадной колонны диаметром 13 3/8 дюйма «наблюдались меньшие давления и не возникло поглощений, вероятность которых была высока». После геофизических исследований в стволе диаметром 12 1/4 дюйма добывающее предприятие не наблюдало пиковых увеличений давления при возобновлении циркуляции бурового раствора.

Инвертно-эмульсионные буро-вые растворы INTEGRADE на основе дизельного топлива компании «Бароид». Все инновации которые были применены в системах ACCOLADE, были использованы при создании новой системы INTEGRADE, системы на основе дизельного топлива с дисперсной фазой CaCl. 5 с загустителем RHEMOD L для контроля реологических свойств и

Рис. 2. Диаграмма значимости технологии растворов INNOVERT[3]

с реагентом- понизителем фильтрации ADAPTA для снижения фильтрации в условиях высокого давления/высокой температуры. Отсутствие органофиль-ного лигнита и сокращение добавок органофильной глины обеспечивают непревзойденные рабочие характеристики системы INTEGRADE на основе дизельного топлива.

Технология буровых растворов ACCOLADE рассчитана на обеспечение повышенных рабочих характеристик в широком диапазоне применений. Опыт, накопившийся в процессе бурения свыше шестисот тысяч погонных метров, привел к значительным изменениям в проектировании и приготовлении инвертно-эмульсионных растворов. Реологические параметры системы INTEGRADE регулируются при помощи применения нескольких новых эмульгаторов и жирных кислот. Эти добавки являются большим отступлением от традиционно используемых органофильных глин и лигнитов. Взаимодействие компонентов данной безглинистой системы является основой обеспечения прочной, и в то же время легко разрушаемой гелевой структуры - одной из наиболее примечательных характеристик технологии ACCOLADE. Система INTEGRADE и другие растворы, созданные на основе технологии ACCOLADE, выделяются на фоне конкурирующих инвертно-эмульсион-ных систем как единственные безглинистые системы и лучший выбор для увеличения эффективности, связанной с уменьшением поглощения бурового раствора, предотвращением оседания барита и улучшением контроля эквивалентной плотности циркуляции (ЭПЦ).

Преимущества эксплуатационных характеристик высокоэффективных буровых растворов INTEGRADE:

• Устойчивые свойства бурового раствора в широком диапазоне температуры и плотности.

• Легко разрушаемая гелевая структура может обеспечить до 80% сокращения потерь раствора в пласт со средним сокращением на 41% - это приводит к понижению эксплуатационных затрат и экологических последствий по сравнению с обычными инвертно-эмульсионными буровыми растворами.

• Уникальные реалогические свойства, которые обеспечивают низкие ЭПЦ и улучшенные структурные параметры, устраняют необходимость применения тонкоразмолотых утяжелителей с одновременным обеспечением эффективной очистки ствола скважины.

• Легко разрушаемая гелевая структура требует низкого давления на устье для возобновления движения раствора, таким образом устраняется необходимость изменения реологии бурового раствора перед спуском обсадной колонны.

• Повышенная устойчивость против загрязнения твердой фазой или притоком воды.

• Содержание твердой фазы значительно ниже, что способствует повышению механической скорости бурения.

• Меньшее количество компонентов по сравнению с обычными синтетическими системами улучшает материальное снабжение и освобождает рабочию площадку.

• Реакция на химическую обработку в реальном времени без задержки на срабатывание реагентов модификаторов реологии (т.е. нет надобности на повторную циркуляцию).

• Позволяет снизить общие затраты на строительство скважины, повышая окупаемость капиталовложений.

• Для выдерживания плотности после долгого нахождения раствора в статическом состоянии не требует промежуточной промывки при спуске инструмента да забоя.

1 1

— 1 INTEGRADE РУО, 2,16 г/см3 ™ Обычный инвертно-эмульсионный раствор на основе диз.топлива, 2,16 г/см —

а 10 20 30 40 50 60

Истекшее время (минуты]

Рис. 3. График технологии буровых растворов INTEGRADE по сравнению с обычными РУО

на основе дизельного топлива [3]

• Черезвычайно тонкая фильтрационная корка и неглубокая фильтрация создают оптимальные условия для каротажа, превосходную обратную проницаемость и низкие давления отрыва корки.

По составу буровой раствор INTEGRADE отличается от ACCOLADE содержанием FORTI-MUL -смесь эмульгаторов особого состава, пригодная для эмульгирования воды в нефть в буровых растворах на углеводородной основе. Способствует улучшению смачиваемости нефтью и предназначена для применения в высокоэффективных инвертных эмульсиях, позволяет снизить гидродинамические свойства инвертно-эмульсионных систем, может добавляться непосредственно в раствор, температурная стабильность свыше 260 °С.

Разработанные во Всесоюзном Институте Буровой Техники (ВНИИБТ) высококонцентрированные инвертные

эмульсионные растворы (ВИЭР) с использованием в качестве эмульгатора эмультала обладают большой устойчивостью к разбуриваемым породам. Эмультал синтезирован в отделе физико-химии буровых растворов института и производится в промышленном масштабе предприятиями страны.

С промывкой ВИЭР пробурены скважины при глубинах от 700 до 4500 м в различных геолого-технических условиях. Он использовался, в основном, для вскрытия продуктивных пластов, проводки основного ствола в неустойчивых породах, а также для отбора керна в разведочном бурении и бурении соляных толщ.

Опыт показал, что во всех случаях, при отсутствии нарушений технологии, такие скважины легко вступают в эксплуатацию, а время их освоения, в зависимости от конкретных условий, сокращается значительно. Причем в случае открытого забоя для освоения карбонатных коллекторов не требуется

обязательных кислотных обработок.

Проведенные гидродинамические исследования на эксплуатационных скважинах, законченных на ВИЭР и растворах на водной основе, убедительно показали, что обеспечивается продуктивность, близкая к потенциальной, тогда как водными растворами кратно занижается. Это относится в равной мере как к тирегенным, так и к карбонатным коллекторам.

Таким образом, опыт применения инвертных эмульсий свидетельствует о их высокой эффективности для бурения в сложных геологических условиях и заканчивании скважин на месторождениях, представленных как гранулярными, так и карбонатными коллекторами.

Иркутского го!

Библиографический список

1. Буровые растворы на углеводородной основе HALLIBURTON Baroid Fluid Services. 1997. 229 с.

2. Методические рекомендации по приготовлению и применению растворов на углеводородной основе в Восточной Сибири / Л.В. Николаева [и др.]. Иркутск: Изд-во ИрГТУ, 1983. 25 с.

3. Руководство по применению высокоэффективных безглинистых ин-вертно-эмульсионных растворов компании HALLIBURTON Baroid Fluid Services. 2007. 12 с.

4. Уляшева Н.М. Технология буровых жидкостей: учеб. пособие. Ухта: УГТУ, 2008. 164 с.

Рецензент кандидат технических наук, доцент венного технического университета В.Г. Заливин

cyberleninka.ru

Выбор ингибирующего бурового раствора в системе «буровые растворы» при строительстве скважин в ОАО «Сургутнефтегаз» - Бурение и Нефть

Журнал входит в перечень ВАК (495) 979-13-33, (495) 971-65-84, (925) 384-93-11, (909) 670-44-09, тел./факс: (499) 613-93-17

Choice inhibits mud in the mud during well construction in Surgutneftegaz YU. ZMEEV, Surgut drilling department № 3 Surgutneftegaz OJSC Геологический разрез месторождений Западной Сибири представляет собой чередование глин, глинистых сланцев, алевролитов и песчаников. Как правило, интервалы, сложенные глинистыми породами, склонны к повышенной кавернозности, осыпям и обвалам стенок скважины, образованию шламовых пробок. Осложнения, связанные с нарушением устойчивости стенок ствола скважины, выражаются в посадках – затяжках бурильной колонны, прихватах, непрохождении геофизических приборов, сальникообразовании, потерях циркуляции. Presents the results of industrial tests borsilikte reagent during drilling. На данный момент для бурения под эксплуатационную колонну в ОАО «Сургутнефтегаз» применяется естественно наработанный буровой раствор 4-го класса опасности, в основном это глинистые растворы на основе акриловых полимеров. Однако существуют условия, в которых применение обычного классического раствора на основе полиакриламидов может быть сопряжено с рядом сложностей. Одним из таких обстоятельств является получившее в последнее время широкое распространение на месторождениях Западной Сибири бурение под эксплуатационную колонну одним или двумя долблениями, без проведения промежуточных подъемов. Бурение по такой технологии заставляет предъявлять повышенные требования к буровому раствору по отношению к выносу шлама из скважины и обеспечению качественного процесса строительства в целом и характеристикам, обеспечивающим повышенные удерживающие и выносящие способности, особенно при вскрытии геологических разрезов Алымской, Вартовской, Мегионской свит и Юрской системы. И это приводит к непроизводительным временным затратам по проработкам и дополнительным промывкам ствола скважины при СПО. Успех бурения скважин в значительной степени зависит от состава и свойств буровых растворов, которые должны обеспечивать безопасность и безаварийность ведения работ при высокой скорости бурения и качественное вскрытие продуктивного пласта. Применение буровых растворов с регулируемыми свойствами оправданно требует значительных средств, зато экономит затраты времени на работы, связанные с авариями, осложнениями, проработками и промывками, длительностью и результатами освоения. Несмотря на возросший уровень технологий бурения глубоких скважин с различными углами наклона, в интервалах залегания глинисто-аргиллитовых горных пород возникают осложнения в виде осыпей и обвалов. На борьбу с осложнениями ежегодно затрачивается от 4 до 10% календарного времени. Поэтому предотвращение осложнений, в особенности при бурении глинисто-аргиллитовых горных пород, остается актуальным вопросом. В настоящее время одним из главных требований к буровому глинистому раствору, предназначенному для бурения проницаемых интервалов скважин, является его минимальная фильтрация. Рядом ученых была сформулирована концепция направленного создания практически непроницаемых барьеров в разрезах скважин за счет применения полимерных растворов с использованием классического закона подземной гидравлики – закона Дарси и формулы притока Дюпюи. В теории фильтрации пластовых флюидов по закону Дарси и притока флюидов из пласта в скважину согласно уравнению притока Дюпюи одним из параметров является динамическая вязкость фильтрующихся пластовых флюидов. Вязкость динамическая определяется (μg): μg = μк · ρ · К · Т, (1) где μк – кинематическая вязкость; ρ – плотность раствора, г/см3; Т – время истечения, с; К – константа прибора. Исходя из вышесказанного, по мере накопления практических знаний по особенностям разбуривания месторождений, мы поставили себе задачу получения наилучшего решения быстрой и безаварийной проводки скважины с сохранением коллекторских свойств продуктивного пласта путем выбора реагентов и рецептуры ингибирующих буровых растворов. На данный момент в качестве ингибирующих добавок применяются минеральные соли (хлориды калия, натрия, кальция, магния, гипс, алюминиевые квасцы), кремнийорганические жидкости, мыла жирных кислот, жидкое стекло и другие. Нам предложен для промышленных испытаний борсиликатный реагент (БСР). В нем используется комбинированный ингибитор, содержащий силикаты, бораты и фосфаты натрия, а также кремнийорганику. Состав названных компонентов показал высокую эффективность за счет новых веществ, возникших при соединении компонентов. При проведении промышленных испытаний на всех стадиях строительства скважин: бурении под кондуктор, эксплуатационную колонну, бурении под хвостовик борсиликатный реагент позволил производить все технологические операции без осложнений с высоким качеством выполнения требований групповых рабочих проектов. Данный химический реагент БСР выбран с учетом горно-геологических условий и соблюдения следующих требований: безаварийной проводки скважин в комплексе с технологическими мероприятиями; повышенной удерживающей и выносящей способностями выбуренной породы; сохранения устойчивости стенок скважины, особенно при строительстве кондукторов всех типов скважин. Использование данной рецептуры позволяет повысить эффективность применяемых буровых растворов при бурении скважин, улучшить качество проектных решений, повысить срок эксплуатации бурового оборудования, свести к минимуму возможные отклонения в процессе строительства скважин. БСР представляет собой растворимый в воде высокоактивный ингибитор глин, используемый в буровых растворах на основе пресной или соленой воды. Реагент применяется в буровых растворах для стабилизации неустойчивых пород, слагающих ствол скважин. Благодаря химической стабилизации глинистые частицы породы сохраняют размер, достаточный для легкого удаления в системе очистки, то есть не подвергаются диспергированию и не приводят к залипанию сеток вибрационных сит. Это, в свою очередь, снижает потребность в разбавлении и утилизации больших объемов бурового раствора, снижает общий расход химреагентов. Сокращение диспергирования ведет к уменьшению сальникообразования, то есть налипания разбуренной породы на долото и КНБК. Снижение вязкости бурового раствора при вводе БСР позволяет вести бурение при высоких механических скоростях проходки, вырабатывая шлам более крупных размеров, который достигает вибрационного сита в твердом виде. Силикатный реагент придает буровым растворам стабильность при повышенных температурах. После ввода БСР в буровой раствор происходит усиление армирующей способности фильтрационной корки, что одновременно положительно сказывается на фильтрационных характеристиках раствора. Условная вязкость бурового раствора, обработанного БСР, считается адекватной 25 – 30 сек. Экспериментально практическими исследованиями установлено, что показатель разжижающей способности для БСР и аналогичных по значению реагентов составляет: Обладая высокой ингибирующей способностью, БСР обеспечивает повышение глиноемкости естественных глинистых растворов. Установлено, что при концентрации «шламовой» глины 55% по массе (плотность бурового раствора 1290 кг/м3) использование 1,0% БСР снижает СНС и ДНС 2,0 – 2,6 раза. Этот эффект сохраняется в широком диапазоне температур (от 25 до 120°С) и отмечается для суспензий с содержанием твердой фазы более 25% по массе. БСР избирательно и эффективно снижает структурно-механические и реологические показатели малоглинистых полимерных растворов. При естественной наработке бурового раствора в процессе бурения глинистых пород забуривание скважины производится на водном растворе БСР (2 – 3% по массе). Последующая обработка бурового раствора полимерами производится в процессе углубления ствола скважины. Для перевода пресного бурового раствора в ингибированный – силикатный необходимо произвести его механическую очистку до содержания твердой (глинистой) фазы 3,5 – 4,5% по массе, а затем обработать циркулирующую жидкость БСР до концентрации его в объеме бурового раствора 2 – 5% по массе. Опытом применения силикатных буровых растворов отмечено, что благодаря высокой адгезионной способности по отношению к металлу и способности образовывать нерастворимый твердый силикат кальция при взаимодействии с цементом резко возрастают качество крепления и надежность разобщения пластов при заканчивании скважин. Согласно разработанным нами практическим рекомендациям и типовым инструкциям предлагаемые рецептуры по интервалам бурения ствола скважины внесены в руководящий документ – технологический регламент на проектирование и строительство нефтяных скважин (буровые растворы). БУРЕНИЕ ПОД КОНДУКТОР Для бурения под направление и кондуктор при кустовом методе строительства эксплуатационных скважин, как правило, используется естественно набранный глинистый раствор, оставшийся от бурения предыдущей скважины или вновь приготовленный глинистый раствор (табл. 1). Табл. 1. Основные контролируемые параметры бур

burneft.ru

Буровые растворы | Геологический портал GeoKniga

Издание 2

Автор(ы):Паус К.Ф.

Издание:Недра, Москва, 1973 г., 304 стр., УДК: 622.245.002.4

Язык(и)Русский

В книге рассмотрены все виды современных буровых растворов, применяемых для бурения нефтяных и газовых скважин. Описаны химические реагенты, поверхностно-активные вещества, их физико-химические свойства. Рассмотрены вопросы физико-химического влияния буровых растворов на условия бурения и вскрытия продуктивных пластов.

Книга предназначена для инженерно-технических работников буровых предприятий и научно-исследовательских институтов нефтяной и газовой промышленности

ТематикаБурение

Автор(ы):Пантелеев А.С.

Издание:Москва, 2016 г., 156 стр.

Язык(и)Русский

Нефтегазовый комплекс России характеризуется необходимостью функционирования большого числа сложных систем, некоторые из них можно классифицировать как сложные технические, сложные технологические и сложные химико-технологические (более подробная характеристика каждой системы указана в разделе 1.4). Отметим, что наиболее ярким и характерным представителем сложных систем является процесс бурения нефтяных и газовых месторождений, который можно отнести к сложным нетрадиционным химико-технологическим системам, с наиболее важной и активной подсистемой «буровой раствор», которая взаимодействует с разбуриваемыми породами, пластовыми водами, подвергается воздействию механических нагрузок, температуры, давления, атмосферного воздуха, осадков.

ТематикаБурение, Диссертация

Автор(ы):Пантелеев А.С.

Издание:Москва, 2016 г., 32 стр.

Язык(и)Русский

Нефтегазовый комплекс России характеризуется необходимостью функционирования большого числа сложных и разнообразных по назначению систем. Эти системы можно классифицировать как сложные технические, сложные технологические и сложные химико-технологические. Наиболее характерным представителем сложных систем нефтегазовой отрасли является процесс бурения нефтяных и газовых скважин, относящийся к сложным нетрадиционным химико-технологическим системам, с наиболее важной и активной подсистемой «буровой раствор», которая взаимодействует с разбуриваемыми породами, пластовыми водами, подвергается воздействию механических нагрузок, температуры, давления, атмосферного воздуха, осадков.

ТематикаАвтореферат, Бурение

Автор(ы):Акчурин Х.И., Ипполитов В.В., Мавлютов М.Р., Соломенников С.В., Туровский Н.П., Шайхымежденов Ж.Г.

Издание:Недра, Москва, 1997 г., 123 стр., УДК: 622.24, ISBN: 5-247-03700-6

Язык(и)Русский

Повышение качества строительства глубоких скважин на воду, нефть и газ неразрывно связано с повышением качества буровых растворов на водной основе. Требования к качеству буровых растворов на водной основе постоянно ужесточаются. Это вызывается желанием повысить качество строительства скважин, сократить осложнения в процессе их проводки, связанные с поглощениями бурового раствора и нефтегазоводопроявлениями, с потерей устойчивости стенок (обвалы, осыпи, кавернообразования, желоба и т.п.) и повысить герметичность стенок при вскрытии проницаемых пластов, что особенно важно при первичном вскрытии продуктивных пластов, давления в которых существенно отличаются от первоначальных. Так, на некоторых месторождениях, например на Оренбургском газоконденсатном месторождении, текущее пластовое давление на 6...8 МПа ниже первоначального. В результате давление в вышележащих, не эксплуатировавшихся продуктивных отложениях оказывается существенно выше давления в нижележащих. Возникают несовместимые условия проводки скважин

ТематикаБурение

Автор(ы):Кузьмина Р.И., Малышев С.В.

Издание:Саратов, 2008 г., 27 стр.

Язык(и)Русский

Цель проведения буровой операции – пробурить, оценить и закончить продуктивную нефтяную или газовую скважину. Применение буровых растворов, выполняющих многочисленные функции, помогает достичь данной цели. Контроль функций растворов осуществляется совместно инженерами по буровым растворам и теми, кто непосредственно руководит процессом бурения. Обязанностью всех ответственных за бурение скважины, включая представителя нефтедобывающей компании, бурового подрядчика и буровой бригады, является обеспечение правильного выполнения работ. Основная задача инженера по буровым растворам состоит в том, чтобы свойства бурового раствора отвечали условиям бурения. <...>

ТематикаБурение

Автор(ы):Деминская Н.Г., Уляшева Н.М.

Издание:УГТУ, Ухта, 2010 г., 66 стр., УДК: 622.24 (075)

Язык(и)Русский

Сокращение сроков строительства скважин, снижение стоимости метра проходки, получение достоверной геолого-геофизической информации, сохранение естественной проницаемости продуктивных пластов в значительной степени зависят от состава применяемых буровых растворов и их технологических свойств.

ТематикаБурение

Автор(ы):Дуркин В.В., Осипов П.Ф.

Издание:УГТУ, Ухта, 2004 г., 15 стр., УДК: 622.24.063.001.5

Язык(и)Русский

Комплекс лабораторных работ по дисциплине «Реометрические исследования буровых и тампонажных жидкостей» охватывает вопросы приготовления, исследования н регулирования свойств буровых и тампонажных жидкостей.

При подготовке методических указаний использовались разработки ОАО НПО «Бурение», ВолгоградНИПИнефти и кафедры бурения Ухтинского государственного технического университета.

Методические указания выполнены в соответствии с рабочей программой, утвержденной на заседании кафедры, и апробированы при проведении лабораторных работ с 2004 года. Все лабораторные работы носят поисковый характер, содержат элементы научных исследований.

ТематикаБурение

Автор(ы):Кудайкулова Г.А.

Издание:КазНТУ, Алматы, 2003 г., 137 стр., УДК: 622.244.442.063, ISBN: 9965-673-00-4

Язык(и)Русский

Учебное пособие содержит общие сведения о буровых глинистых растворах, их структуре, технологии приготовления, методах регулирования свойств с помощью химических реагентов и является частью типовой и рабочей программ по курсу «Буровые растворы». В пособии описаны разновидности буровых глинистых растворов, условия их применения, свойства. Значительное место уделено характеристике химических реагентов, применяемых для обработки глинистых растворов. Впервые описан широкий спектр современных химических реагентов, выпускаемых компаниями – мировыми лидерами по производству новых материалов для буровых растворов.

Рассмотрены разновидности глинистых растворов

ТематикаБурение

Автор(ы):Огородник А.А., Уляшева Н.М.

Издание:УГТУ, Ухта, 2007 г., 15 стр., УДК: 622.244

Язык(и)Русский

Методические указания предназначены для выполнения лабораторных работ по дисциплине «Буровые промывочные и тампонажные растворы для студентов 5 курса направления 130500 – Нефтегазовое дело.

Методические указания охватывают вопросы изучения технологических свойств буровых промывочных жидкостей и методов рецептурных исследований и математической обработки результатов.

Содержание методических указаний соответствует рабочей учебной программе

ТематикаБурение

www.geokniga.org

БУРОВЫЕ РАСТВОРЫ НА УГЛЕВОДОРОДНОЙ ОСНОВЕ

 Освоение на отечественных предприятиях промышленного производства органобентонита — эффективного структурообразователя буровых растворов на углеводородной основе (РУО), позволяет поновому взглянуть на проблему вскрытия продуктивных пластов.

 Очевидно, что буровые растворы для вскрытия продуктивных пластов должны оказывать минимальное отрицательное воздействие на продуктивный пласт, иметь высокую взвешивающую и несущую способность для предотвращения накопления шлама в скважине, обладать повышенными смазочными свойствами.

 Буровые растворы на водной основе, применяемые для проходки основного ствола скважины, не удовлетворяют указанным требованиям. При контакте таких растворов с углеводородными пластовыми флюидами и содержащей их пористой средой происходит необратимое снижение естественной проницаемости призабойной зоны скважины. Данное обстоятельство влечет за собой уменьшение, нередко кратное, фактической продуктивности скважины в сравнении с ее потенциальной продуктивностью и увеличение сроков освоения скважин. Кроме того, буровые растворы на водной основе вызывают коррозию промыслового оборудования, повышают его абразивный износ и развивают нежелательные микробиологические процессы.

 Требованиям, обеспечивающим высокое качество вскрытия продуктивных пластов, удовлетворяют растворы на углеводородной основе (РУО). Использование РУО позволяет практически полностью исключить снижение нефтепроницаемости призабойной зоны скважины. Несущей средой этих растворов является углеводородная, по физико-химическим свойствам родственная углеводородному флюиду, насыщающему продуктивный пласт, и, следовательно, не образующая при их взаимодействии малоподвижных смесей, блокирующих поровое пространство призабойной зоны скважины.

 Помимо качественного вскрытия продуктивных пластов РУО с успехом могут использоваться в разведочном бурении для отбора керна с сохранением его естественной водонасыщенности и проницаемости, а также при бурении скважин в осложненных условиях и для подземного (капитального) ремонта нефтяных и газовых скважин. Первые РУО изготавливались на основе нефти с использованием известково-битумных компонентов. Их эксплуатация характеризовалась высокой пожароопасностью, неудовлетворительными реологическими характеристиками, высокой стоимостью, негативным воздействием на окружающую среду. Впервые растворы на углеводородной основе в бурении были применены за рубежом, причем в качестве структурообразователя для них использовался «Бентон-34», разработанный в США в конце 40-х годов.

 Однако этот материал очень дорог и не нашел применения в отечественном производстве. Качественный скачок произошел, когда впервые были разработаны и применены инвертные эмульсионные буровые растворы (ИЭР). В их состав входили дисперсионная среда (дизтопливо или нефть), дисперсная фаза (минерализованная вода), эмульгатор и, в качестве структурообразователя, окисленный петролатум. Однако и этот РУО имел существенные недостатки: низкую термостойкость (до 90°С), невысокие структурообразующие свойства.

 Существенный прогресс в использовании ИЭР в России связан с разработкой отечественного органобентонита. Использование в составе РУО отечественного органобентонита (аналога «Бентона-34), производство которого освоило предприятие 000 «КОНСИТ-А» по принципиально новой технологии и являющегося эффективным структурообразователем для этих растворов, позволяет регулировать реологические свойства ИЭР в широком диапазоне. Для решения проблем качественного вскрытия продуктивных пластов, обеспечивающего сохранение их исходных коллекторских свойств, предлагается применять РУО с использованием органобентонита, который, в отличие от зарубежных аналогов, имеет меньшую стоимость.

Таблица 1

Материалы, используемые для приготовления 1 м3 раствора при соотношениях вода/масло 65/35 и 25/75

 Кроме того, предлагаемые растворы имеют малокомпонентный состав, что, соответственно, также снижает их стоимость. Раствор быстро готовится в условиях буровой, легко прокачивается и очищается от выбуренной породы. Реологические параметры раствора хорошо регулируются в процессе бурения скважины. Применение органобентонита в составе РУО, кроме структурообразующих свойств, обеспечивает раствору необходимую вязкость, высокую термостойкость и электростабильность, неограниченную солестойкость, большую глиноемкость, устойчивость к С0₂ и H₂S, полную коррозионную устойчивость, возможность утяжеления раствора до удельного веса 2,2 г/см , высокие смазочные свойства. Состав раствора (табл. 1) должен уточняться лабораторной проверкой на конкретных материалах и для конкретных горно-геологических условий. Плотность неутяжеленного раствора зависит от плотности водной фазы и соотношения водной фазы с углеводородной и может изменяться в пределах от 0,95 до 1,15 г/см³.

 Исходная плотность раствора выбирается заранее и регулируется минерализацией водной фазы при необходимости утяжелителями (солями, мелом, баритом и т.д.), а также с помощью дизельного топлива. В случае значительного утяжеления РУО с помощью модифицированного барита последний обрабатывают гидрофобизатором, например имидазолинами. При использовании немодифицированного барита гидрофобизатор не требуется.

 Вязкость РУО регулируется соотношением фаз и при необходимости количеством органобентонита. Увеличение вязкости достигается добавлением водной фазы, снижение вязкости — добавлением дизтоплива.

 Структурообразующие свойства и термостойкость обеспечиваются наличием в составе раствора органобентонита. РУО с применением органобентонита могут работать при температурах до 200°С и выше.

 Электростабильность, термодинамическая устойчивость всей системы РУО и низкий уровень фильтрации (причем, обязательным условием является отсутствие водной фазы в фильтрате) обеспечиваются эмульгатором и органобентонитом. Солестойкость РУО практически не ограничена по любым солям и их смесям.

 Глиноемкость РУО достигает 20%, что обеспечивается наличием в составе раствора органобентонита и эмульгатора. Устойчивость к H₂S достигается добавкой ЖС7. Устойчивость РУО к С0₂ практически не ограничена.

 Смазочные свойства РУО очень высокие, что обусловлено компонентным составом раствора.

 Коррозионная устойчивость РУО полная, в т.ч. и в отношении алюминиевых труб, что также обусловлено компонентным составом РУО. Возможно многократное повторное использование РУО при условии его удовлетворительной очистки. Минерализация водной фазы достигается с помощью СаС1₂ (до плотности 1,39 г/см³} или с помощью NaCI (вплоть до насыщения водной фазы раствора) или с помощью смеси этих или других солей. При требовании очень высокой плотности водной фазы (-1,96 г/см ) она может быть достигнута с помощью ZnCI₂.

 В промысловых условиях раствор готовят на серийном оборудовании для приготовления обычных буровых растворов непосредственно на буровых или в централизованных растворных узлах приготовлений. Однако специфические особенности РУО требуют специальной подготовки бурового оборудования, направленной, главным образом, на предохранение раствора от попадания инородных веществ, предотвращения его потерь и загрязнения окружающей среды, создания благоприятных условий работы буровой бригады. Замене бурового раствора на водной основе в скважине на РУО должна предшествовать тщательная подготовка ствола скважины, заключающаяся в разрушении застойных зон, удалении адгезионной корки раствора со стенок обсадных колонн и снижения в допустимых пределах вязкости и статического напряжения сдвига вытесняемого раствора.

Таблица 2

Формирование стоимости 1 м³ РУО

 Замена раствора в скважине должна производиться непрерывной закачкой с обязательным использованием буферной жидкости. Состав буферной жидкости подбирается с учетом свойств вытесняемого раствора и закачиваемого, при этом буферная жидкость не должна вызывать ухудшения реологических свойств раствора. В качестве буферной жидкости может быть использован 0,5%-ный раствор эмульгатора в дизельном топливе. Оптимальной является замена глинистого раствора на воду с последующим переходом на РУО. Очистка раствора от выбуренной породы производится вибрационными ситами с мелкоячеистыми сетками (0,16—0,25 мм).

 В 2001 г. была проведена адаптация бурового раствора РУО на нескольких опытных скважинах различных месторождений Западной и Восточной Сибири, которая на практике доказала его высокую эффективность, технологичность и экологическую безопасность.

 Безусловно, одним из принципиальных моментов применения РУО являются вопросы, связанные с их утилизацией.

 После окончания процесса бурения и регенерации РУО может длительное время храниться или использоваться следующим образом:

• повторно на других скважинах;
• в качестве жидкости для консервации скважин (изоляции меж- и заколонного пространства скважин};
• в качестве пакерной жидкости;
• для обработки и приготовлениябуровых растворов на водной основе в качестве эффективной смазывающей и антикоррозионной добавки;
• в капитальном ремонте скважин в качестве жидкости глушения, для, обработки призабойной зоны продуктивных пластов, для перфорации скважин, гидроразрыва пластов, приготовления эмульсий при кислотной обработке карбонатных коллекторов.

 Кроме того, возможно разложение РУО на компоненты с помощью специальных доступных промышленных деэмульгаторов отечественного производства с последующим повторным использованием выделенной из отработанного РУО углеводородной среды. Подобные деэмульгаторы используются в настоящее время при очистке добытой нефти от воды.

 Существует еще один эффективный способ использования отработанного РУО. После тщательной очистки и его доработки {добавления в определенных пропорциях дизельного топлива) РУО может использоваться в котельных как экологически чистое топливо. Дело в том, что эмульсия дизельного топлива с водой (при содержании воды до 10-20%) обеспечивает наиболее полное сгорание дизельного топлива, т.к. при этом образуется множество микроскопических частиц воды, окруженных оболочкой из дизельного топлива, благодаря чему существенно повышается поверхность сгорания [3]. Полнота сгорания приводит к резкому сокращению вредных выбросов в атмосферу, экономии дизельного топлива, за счет уменьшения выброса несгоревших частиц топлива в окружающую среду и за счет значительного разбавления его водой.

 Безусловно, стоимость РУО превышает стоимость обычного бурового глинистого раствора (табл. 2.), но первоначальные затраты с лихвой окупаются, т.к. возможно многократное повторное использование РУО. Кроме того, при использовании РУО значительно увеличивается дебит скважин за счет сохранения естественной проницаемости коллектора, уменьшается время на освоение скважин по сравнению с другими видами буровых растворов и практически отсутствуют осложнения при бурении скважин, затяжки и прихваты бурового инструмента. Опыт использования буровых растворов на углеводородной основе с применением органобентонита показал, что существует еще целый ряд дополнительных факторов, повышающих экономико-технологические показатели строительства скважин. Такие, например, как повышение устойчивости стенок скважины, обуславливающей сокращение времени на проработку ствола скважины в 2-4 раза, улучшение качества керна. Все сказанное свидетельствует о высокой эффективности РУО при бурении скважин в различных геолого-технических условиях, как при эксплуатационном, так и разведочном бурении. Бурение разведочных скважин на РУО способствует открытию нефтяных залежей и получению притоков нефти на объектах, ранее считавшихся непродуктивными.

Литература:

1. Скворцов Ю. Бурение бурению рознь. «Нефтегазовая вертикаль» №14, 2001 г.
2. Матюшов В.Г. и др. Вскрытие продуктивных пластов растворами на углеводородной основе. Доклад на конф. по бурению сверхглубоких скважин, Ярославль, 2001 г,
3. Кормилицын В.И. и др. Режимно-технологические мероприятия при сжигании топлива в котлах для улучшения экологических характеристик. Московский энергетический институт. Сайт WWW. Podlipki.ru/kraft

www.consit.ru

Сэкономишь на растворах – потеряешь на дебитах - Бурение и Нефть

Журнал входит в перечень ВАК (495) 979-13-33, (495) 971-65-84, (925) 384-93-11, (909) 670-44-09, тел./факс: (499) 613-93-17

Saving the fluids, you’ll lose the flow rate Представляем результаты проведенного редакцией экспресс-опроса на тему: «Роль буровых, тампонажных растворов и систем очистки в процессе бурения нефтяных и газовых скважин». We present the results of a survey conducted by the editorial staff on the topic: «Role of drilling fluids, cementing slurries and cleaning systems in the drilling process». Нельзя не оценить исключительной важности буровых растворов и других технологических жидкостей в процессе бурения. Действительно, буровые растворы – это передача энергии на забойный двигатель, это вынос шлама, это смазка, это предупреждение выбросов, это влияние на реологию пласта и т. д. и т. п. Все просто и понятно. И вместе с тем несказанно сложно. Чертовщина кроется в мешке с мелочами: в химии, в рецептуре, в очистке, в тончайших соотношениях компонентов, удельных весах и т. д. Мы адресовали несколько вопросов компаниям, профессионально занимающимся технологическими жидкостями для бурения нефтяных и газовых скважин, и потребителям их продукции. Из красок отдельных мнений специалистов появилась довольно-таки цельная, но не однозначная «картина маслом» использования буровых и тампонажных растворов и систем очистки. Четыре вопроса для экспресс-опроса Какая доля расходов в строительстве скважин приходится на буровые, тампонажные растворы и системы очистки? Продукцию каких производителей буровых, тампонажных растворов и систем очистки вы предпочитаете использовать? Чем грозит неправильный подбор бурового и тампонажного раствора при строительстве конкретной скважины? Как соотносятся цена и качество отечественных и импортных буровых и тампонажных растворов, а также систем очистки? Редакция журнала «Бурение и нефть» ВАЖНО ПОМНИТЬ, ЧТО СКВАЖИНА – ВЕЧНОЕ СООРУЖЕНИЕ В НЕДРАХ ЗЕМЛИ Р.М. ФЕЦЕНЕЦ начальник Управления строительства скважин ООО «Газпромнефть-Хантос» г. Ханты-Мансийск [email protected] Главная задача бурового раствора – не навредить, но при этом необходимо: минимизировать экологическую нагрузку на природу и сохранить ее первозданность; сохранить коллекторские способности продуктивного пласта, а в некоторых случаях улучшить проницаемость коллектора; обеспечить устойчивость открытой части ствола, создать прочную тонкую корку на стенках ствола скважины, которая станет барьером для фильтрации как бурового, так и цементного растворов; создать условия для успешного спуска обсадных колонн до проектных глубин и обеспечить сцепление тампонажных растворов как с обсадной колонной, так и со стенками скважины; обладать способностью легко снимать воздействие кольматационных корок в процессе вызова притока пластового флюида; обеспечить легкую циркуляцию и передачу энергии движения в энергию вращения породоразрушающего инструмента. Хорошая выносная способность раствора – это качественная очистка скважины от выбуренной породы; обладать способностью к выполнению экологической задачи – минимизировать сбросы отработанных растворов; создать условия для безопасной работы в продуктивных пластах, создавая противодавление на пласт. (1) Буровые и тампонажные растворы, используемые при строительстве наклонно-направленных скважин со смещениями забоев не более 2000 м от вертикали, имеют равные стоимостные значения за исключением специального назначения или горизонтальных скважин – стоимость раствора на которых может превышать стоимость обычных наклонно-направленных скважин в десятки раз. Для успешной проводки скважин и минимизации затрат на их строительство необходимо применять ультрасовременное оборудование очистки буровых растворов. В основном это импортное оборудование. Процентная доля стоимости такого оборудования в общей цене буровой установки за последние 10 лет значительно выросла. (2) Крепление направлений и кондукторов (большая часть объема) выполняется на отечественном оборудовании. Для качественного и успешного крепления эксплуатационных колонн глубиной более 2500 м, в основном, используются мощное современное импортное оборудование и тампонажные смеси иностранных фирм – «Халлибуртон», «Шлюмберже» и др. Ценовые предложения отечественных и иностранных фирм соизмеримы. (3) В мире существует огромная проблема перетоков нефти и газа и их выхода на устье скважины. В основном, это проблема старых месторождений. Предотвращать это явление можно только высоким качеством работ на всех этапах строительства скважин. И всем, кто имеет отношение к строительству скважины, надо помнить, что скважина – это вечное сооружение в недрах земли. Неправильный выбор типа бурового раствора сказывается, прежде всего, на: продуктивности скважин; технико-экономических показателях бурения. В плане влияния выбора типа бурового раствора на продуктивность особенно показательны горизонтальные скважины, так как в отличие от наклонно-направленных горизонтальные скважины обычно заканчиваются открытым забоем. В таком варианте заканчивания практически полностью результат по продуктивности определяется качеством первичного вскрытия и, соответственно, правильным выбором типа бурового раствора и его параметрами. Неправильный выбор типа бурового раствора, несмотря даже на его высокое качество, приводит иногда к снижению продуктивности горизонтальной скважины в несколько раз. В последнее время заказчики даже в условиях Западной Сибири иногда выбирают раствор на углеводородной основе (РУО) для первичного вскрытия, несмотря на его дороговизну (на порядок выше, чем у раствора на водной основе), с тем чтобы увеличить продуктивность горизонтальных скважин. И такой выбор, зачастую, оказывается совершенно оправданным, так как результат по продуктивности полностью окупает понесенные затраты. Особая тема – это выбор типа и состава бурового раствора для массового бурения. Для Западной Сибири как-то исторически сложилось мнение, что условия бурения в этом регионе настолько несложные, что можно бурить чуть ли не на воде. Однако на самом деле это утверждение далеко от истины и является очередным мифом. Сложность условий бурения в Западной Сибири определяется, прежде всего, высокой глинистостью разреза. По этому параметру вряд ли можно найти более сложные условия бурения. В первые годы бурения эта особенность разреза не очень давала о себе знать благодаря тому, что приходилось бурить сравнительно простые по профилю скважины, и благодаря неограниченной возможности разбавления раствора водой, а также вводу в раствор сырой нефти. Сейчас почти все скважины бурятся с очень жесткими ограничениями по сбросу бурового раствора, возможности для разбавления весьма ограничены, профили чрезвычайны сложные (отходы от вертикали до 2500 м). На многих старых месторождениях весьма высокая вероятность техногенных осложнений и проявлений неустойчивости глинистых покрышек. Все это заставляет совершенно по-иному рассматривать растворы для массового бурения. На первый план выходит не дешевизна раствора, а его технологичность. Термин «низкотехнологичное бурение» или «низкотехнологичные растворы» должен остаться в прошлом. Буровой раствор для массового бурения должен обеспечивать реализацию следующих основных функций: В максимальной степени предотвращать переход выбуренной породы в буровой раствор. Это стало особенно актуально в связи с массовым применением долот типа PDC. Реализация этой функции сопряжена, прежде всего, с качеством и концентрациями полимеров-инкапсуляторов (читай – стоимостью раствора). Минимальное отфильтровывание водной фазы в проницаемые пласты. Реализация этой функции должна обеспечить лучшие условия для работы долот, доведения нагрузки до долота, уменьшить вероятность дифприхватов, улучшить ТЭП бурения и качество крепления. Для реализации этой функции нужны выполнение предыдущего пункта, хорошая очистка бурового раствора и как минимум 60 кг/м3 содержания карбоната кальция в рабочем растворе. Обеспечить эффективный транспорт шлама, особенно в скважинах с отходами более 1500 м. Зачастую свойств самого раствора для этого недостаточно, и ему требуется помощь в виде прокачки специальных пачек. Необходимость придания растворам для массового бурения перечисленных выше функций требует, чтобы в них сочетались лучшие качества растворов для вскрытия (предотвращение отфильтровывания в проницаемые пласты) и инкапсулирующих растворов (предотвращение диспергирования выбуренной глины). Достичь этой цели в условиях ограничения сброса раствора можно только путем повышения технологичности раствора, соблюдения всех требований по концентрациям реагентов, в условиях высокоэффективной очистки самого бурового раствора и ствола скважины в процессе бурения. Так как в процессе бурения необходимо, по возможности, максимально сохранить в растворе кольматант (как правило, с размером частиц до 60 – 70 мкм), в системе очистки должны увеличиваться роль вибросит и их число на первой ступени очистки и, соответственно, уменьшаться (вплоть до исключения в процессе бурения) роль центрифуг. Центрифуги должны использоваться только для удаления лишней твердой фазы в изолированных перерабатываемых объемах. На поставленные в письме вопросы: «Сэкономишь на растворах – потеряешь на дебитах» – даем короткие ответы: (1) Доля расходов в строительстве скважин на буровые, тампонажные растворы и системы очистки составляет порядка 60 – 70%. (2) Большей частью компании предпочитают продукцию отечественных производителей буровых, тампонажных растворов и систем очистки. (3) Неправильный подбор бурового и тампонажного раствора при строительстве конкретной скважины грозит аварией, приводящей к ликвидации скважины. (4) Цена отечественных и импортных буровых и тампонажных растворов, а также систем очистки соответствует пропорции 1:4. Качество же аналогичной отечественной и импортной продукции можно оценить как 1:1 или 2:1. МНОГИЕ РОССИЙСКИЕ КОМПАНИИ УСПЕШНО КОНКУРИРУЮТ С КОМПАНИЯМИ M-I SWACO И BAROID И.М. СМИРНОВ

burneft.ru

Что такое буровые растворы и зачем они нужны

Базовой частью в качестве разработки нефтегазовых скважин является, безусловно, буровой реагент или как его называют буровой раствор. Зачастую от компонентов данного раствора обуславливается дальнейшая перспектива работы, качество бурения и скорость разбивания пластов. Качественные растворы гарантируют правильное, надежное течение процесса бурения. Впервые данные растворы создали XIX веке. Первые требования к омывающим составам и их патентование стартовало с 1887 года. С тех пор данные растворы кардинально усовершенствовались, изменились и появились новые, благодаря чему скорость выполнения работ и процесс бурения стали значительно проще.

Жерло скважины создается с помощью забоя бурильной головки для колонкового бурения. При этой работе в скважине появляются элементы, образовавшиеся в процессе разрушения, от которых необходимо избавиться для продолжения бурения. Привычный метод устранения данной задачи благодаря подаче тонкой струи воды, которая подается на забой скважины под очень высоким давлением (такой метод называют гидравлическим).

Как раз таки в состав этой воды, в который входят химические реагенты для бурения, влияет на качество выполняемой задачи. Главные назначения промывочных водных составов для бурения:

• Продление сроков службы оборудования и защита его от коррозии износа;
• Препятствование осыпи, обвала или ингибирования глины;
• Вымывание породы наружу;
• Устранение забоя, а так же уборка выбуренных частей;
• Оказание натиска на вскрытый пласт;
• Создание фильтр-корки;
• Удерживание пропускаемости коллектора.

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.

onerig.com

Современные аспекты применения ПАВ для повышения эффективности алмазного бурения нефтяных и газовых скважин - Бурение и Нефть

Журнал входит в перечень ВАК (495) 979-13-33, (495) 971-65-84, (925) 384-93-11, (909) 670-44-09, тел./факс: (499) 613-93-17

Мodern aspects of surfactant using to increase efficiency of diamond bit drilling of oil and gas wells G. ISHBAEV, A. KHRISTENKO, Al. KHRISTENKO, BURINTEKH SPE Co., Ltd. В статье рассмотрены перспективы применения антисальниковых добавок и «интенсификаторов бурения» – специальных добавок, позволяющих увеличивать механическую скорость при бурении пластичных пород долотами PDC. The article examines using perspectives of anti-balling additives and «ROP enhancers» – special additives capable to increase mechanical speed when drilling flowing rock formation with PDC bits. Основные объемы бурения долотами PDC в России приурочены к разбуриванию горных пород невысокой прочности: мягких, средних и, в меньшей степени, твердых. Большинство разрезов скважин (особенно в Западной Сибири) сложено глинистыми породами на разных стадиях литогенеза. Такие породы при бурении буровыми растворами на водной основе склонны к размоканию, набуханию, прилипанию к долоту и элементам КНБК, образованию «сальников», тем самым снижая скорость бурения и приводя к различным осложнениям. Специалистами ООО НПП «Буринтех» проделана и продолжает выполняться работа как по оптимизации конструктивных особенностей производимых PDC долот, так и по поиску других решений, способствующих увеличению механической скорости бурения и проходки на долото. При бурении скважин долотами PDC в пластичных породах серьезным ограничением по повышению эффективности работ является проблема образования «сальников». На первое место по предотвращению «сальникообразования» и увеличению допустимой скорости бурения в пластичных породах становится улучшение антисальниковых свойств бурового раствора. В настоящее время в России слабо изучены закономерности, а на рынке практически отсутствуют химические реагенты, препятствующие образованию сальников. От детергентов – понизителей прочности горных пород к антисальниковым добавкам Считается, что уменьшение энергоемкости процесса разрушения горных пород на забое может быть осуществлено за счет снижения их твердости. Горные породы не однородны по прочности в силу того, что имеют дефекты в кристаллической решетке, а также микротрещины, пронизывающие кристаллы и расположенные по их границам. Жидкость как внешняя среда, помимо очистки смачиваемых поверхностей, активно участвует в процессе механического разрушения горных пород, проникая в глубину твердого тела – в зону предразрушения, представляющую собой деформированные слои с повышенной трещиноватостью. Активность жидкости может быть значительно повышена небольшими добавками к ней специальных веществ, получивших название понизителей твердости. Воздействие этих веществ на процесс разрушения горных пород основано на усилении физико-химического взаимодействия дисперсионной среды с развивающимися в процессе механического разрушения новыми поверхностями горной породы. Дисперсионная среда бурового раствора с добавкой понизителя твердости, проникая в зону предразрушения и распределяясь по микротрещинам, образует на поверхностях горной породы адсорбционные пленки (сольватные слои). Эти пленки производят расклинивающее действие в зонах, расположенных вблизи поверхности обнажаемых горных пород, вследствие чего создаются лучшие условия их разрушения. Чем сильнее при этом связь смачивающей жидкости с поверхностью тела, тем сильнее расклинивающее действие адсорбционно-сольватных слоев. Понизители прочности (детергенты) – вещества, усиливающие моющее действие воды снижением ее поверхностного натяжения. Первыми детергентами были мыла, полученные из встречающихся в природе веществ, сейчас под детергентами обычно понимают синтетические вещества, по моющему действию сходные с мылами. Обеспечивая расклинивающий эффект в зоне работы долота, понизители прочности пород одновременно помогают процессу дальнейшего диспергирования находящегося в циркуляции бурового шлама. В большинстве случаев это недопустимо, поскольку возникают проблемы с реологией раствора, его стабильностью и контролем твердой фазы, устойчивостью стенок скважины (повышенному диспергированию подвергаются также породы, складывающие стенки скважины). Из рассмотренного действия стандартных детергентов – понизителей прочности горных пород становится понятно, что их применение в буровом растворе при бурении глинистых сланцев нежелательно, поскольку наряду с пептизацией «сальника» и снижением прочности пород возникает множество проблем с устойчивостью стенок скважины и сохранением проектных параметров бурового раствора. Несмотря на это, при разбуривании твердых пород, в отсутствие проблем с устойчивостью стенок скважины и излишним диспергированием выбуренного шлама, применение детергентов – понизителей прочности пород может приводить к повышению скорости бурения. Тем не менее, при бурении пластичных пород растворами на водной основе для предотвращения прилипания частиц глинистого шлама к буровому инструменту и друг к другу необходимо применение современных антисальниковых добавок на основе ПАВ, не приводящих к диспергированию шлама. Такие поверхностно-активные вещества широко применяются в текстильной промышленности для придания гидрофобизирующих, водо- и грязеотталкивающих свойств текстильным изделиям. Гидрофобность – это физико-химическое свойство, при котором твердая поверхность имеет угол смачивания жидкостью θ > 90° ( θ – краевой угол смачивания жидкостью поверхности твердого тела). При обволакивании волокон гидрофобной пленкой вода не проникает внутрь ткани (подобного эффекта можно ожидать и с поверхностью глинистого шлама). Так реагенты-гидрофобизаторы образуют на поверхности глины полимолекулярный слой, обладающий высокой адгезией к глине и придающий поверхностям водоотталкивающие свойства. К наиболее распространенным гидрофобизирующим агентам относятся соединения, образующие в воде эмульсии. При введении в водный раствор данные вещества осаждаются на поверхностях и сорбируются ими, заполняя поры и капилляры. Основные гидрофобизирующие соединения: 1) алкилированная янтарная кислота и ее производные; 2) эфиры жирных кислот и многоатомных спиртов; 3) производные оксикарбоновых кислот; 4) оксиэтилированные жирные кислоты; 5) азотсодержащие соединения. Современная «антисальниковая» добавка на основе ПАВ – это гидрофобизирующее средство с высокой адсорбционной активностью, предназначенное специально для буровых растворов. При использовании добавки в составе промывочной жидкости во время бурения отсутствует эффект прилипания глин к буровому долоту и элементам КНБК. «Антисальниковая» добавка также улучшает смазывающие свойства бурового раствора. Влияние такой добавки на снижение поверхностного натяжения на границе «вода – воздух» и «вода – углеводород» по сравнению с большинством ПАВ незначительно (рис. 1). Рис. 1. Влияние антисальниковой добавки на снижение поверхностного натяжения на границе с воздухом и углеводородом При добавлении «антисальниковой» добавки в буровой раствор происходит формирование слоя ПАВ и на поверхности металла, контактирующего с буровой жидкостью. Полярные части молекул ПАВ ориентируются к поверхности металла, а неполярные алифатические радикалы – в сторону водной фазы, что приводит к гидрофобизации металла и образованию на его поверхности слоя адсорбированного активного вещества. В то же время краевой угол смачивания на стеклянной поверхности практически не меняется (рис. 2). Это говорит о том, что характер смачиваемости терригенного коллектора, в случае присутствия антисальниковой добавки в буровом растворе, не изменится и загрязнения призабойной зоны при вскрытии продуктивного пласта из-за действия ПАВ, входящих в состав добавки, не ожидается. Рис. 2. Влияние антисальниковой добавки на краевой угол смачивания на поверхности стекла и металла Смазочные добавки и интенсификаторы бурения Было замечено, что использование добавок нефти снижает показатель фильтрации глинистого раствора; улучшает состояние ствола скважины; увеличивает механическую скорость бурения и срок службы долота; уменьшает момент на вращение колонны бурильных труб и способствует более полной передаче на долото осевой нагрузки; исключает «сальникообразование» на долоте и бурильных трубах и т. д. Однако применение нефти в буровом растворе не удовлетворяет требованиям охраны окружающей среды. Одним из наиболее прогрессивных методов снижения потерь на трение бурильной колонны в скважине является введение в состав промывочной жидкости специальных органических или комбинированных добавок, в результате чего образуется эмульсия, обладающая смазочными свойствами. Такие промывочные жидкости обеспечивают ряд дополнительных положительных эффектов: увеличение механической скорости, снижение затрат мощности на вращение колонны бурильных труб, снижение потерь напора при циркуляции. «Смазывание» происходит в результате распределения подходящей жидкости по поверхностям металла и глинистых частиц, предотвращающей непосредственное соприкосновение поверхностей друг

burneft.ru

Зачем нужны буровые растворы

16 Марта 2015 / Промышленные статьи

От свойств и состава буровых растворов во многом зависит успех бурения скважин. Именно от них зависит, насколько качественно будет вскрыт продуктивный пласт, какова будет скорость работ, их безаварийность и безопасность. Буровые растворы с регулируемыми свойствами применяются совершенно оправдано, ведь с их помощью улучшаются результаты освоения, сокращается длительность работ, снижается вероятность осложнений и аварий.

Между разрушаемой порой и долотом, стенками скважины и бурильными инструментами в процессе бурения возникают очень большие силы трения. Коэффициент трения может быть существенно снижен с помощью промывочной жидкости, эта же жидкость участвует в рассеивании образующейся в результате трения теплоты. При вращении также возникают силы трения, которые удается снизить с помощью скользкой корки, которые на стенках скважины образуют растворы. Смазывающие добавки также значительно понижают коэффициент трения. В зависимости от конкретной ситуации приготовления буровых растворов может отличаться, поскольку в каждом случае назначение таких жидкостей будет индивидуальным.

Благодаря буровым раствором производят очистку забоя скважины. Эффективная очистка от образовавшейся в результате бурения породы вообще является основным моментом, способствующим ускорению работ. На долото устанавливаются гидромониторные насадки, которые помогают в обрабатываемом забое снизить вероятность возникновения усталостного режима разрушения. В разбуриваемых породах при минимальной разнице парового и гидростатического давлений создаются наилучшие условия разрушения. Понижающие поверхностное натяжение растворы ПАВ повышают механическую скорость бурения. Механическая скорость тем выше, чем больше скорость мгновенной фильтрации раствора. Впрочем, все необходимые для успешной работы указанные параметры поддерживать удается не всегда, поскольку к буровым растворам предъявляются и другие технологические требования, которые определяются, прежде всего, геологическими условиями бурения.

Буровые растворы используются для того, чтобы удалить на поверхность из скважины обвалившиеся породы и вырубленные частицы. Определяется степень и скорость очистки от шлама скоростью восходящего потока, создаваемого специализированными насосами. Динамическое напряжение, вязкость и вес бурового раствора оказывает влияние на эффективность удаления ненужных в скважине пород. Скорость осаждения частиц должна быть ниже скорость восходящего потока, иначе частицы породы удалить не получится. 

chnsk.ru

Смотрите также

• 
  Формула джоши для горизонтальной скважины
• 
  Гиниатуллин роснефть директор департамента бурения на суше
• 
  Кольская сверхглубокая скважина запись голосов
• 
  Гидродинамические исследования скважин
• 
  Железо в воде из скважины последствия для здоровья
• 
  Бурение скважин фото с негром
• 
  Абиссинская скважина в клинском районе
• 
  Каротаж скважин что это такое
• 
  Категории скважин по опасности возникновении газонефтепроявлений
• 
  Проведение гис в скважине
• 
  В скважине мутная вода после дождя