Для чего нужен буровой раствор при бурении скважин на нефть
Назначение буровых растворов
содержание .. 1 2 3 ..
ГЛАВА II
Назначение буровых растворов
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 качественном вскрытии продуктивного пласта. Применение буровых растворов с регулируемыми свойствами оправданно требует значительных средств с целью экономии затрат времени на работы, связанные с авариями, осложнениями, проработками и промывками, длительностью и результатами освоения.
1. Охлаждение и смазка долот и бурильных труб
В процессе бурения между долотом и разрушаемой породой, а также между вращающимся бурильным инструментом и стенками скважины возникают значительные силы трения. Благодаря присутствию промывочной жидкости коэффициент трения значительно уменьшается, а теплота, образующаяся вследствие трения, рассеивается потоком жидкости. Кроме того, на стенках скважины образуется скользкая корка, которая уменьшает силы трения труб при вращении и СПО. Существенно понижают коэффициент трения смазывающие добавки.
2. Очистка забоя скважины
Это одна из основных функций раствора, способствующая достижению максимальной скорости бурения за счет эффективной очистки забоя от выбуренной породы. Для избежания усталостного (повторного) режима разрушения забоя используются гидромониторные насадки на долоте. Наилучшие условия разрушения создаются при минимальной разнице гидростатического и порового давлений в разбуриваемых породах. Механическая скорость бурения повышается при обработке раствора ПАВ, понижающими поверхностное натяжение. Существенное влияние оказывает величина мгновенной фильтрации раствора, чем она больше, тем выше механическая скорость.
Однако, не всегда удается поддерживать все указанные параметры для успешной работы долота, ибо существует целый ряд и других технологических требований к буровому раствору, связанных с геологическими условиями бурения.
3. Вынос выбуренной породы из скважины
Важнейшей функцией бурового раствора является удаление частиц выбуренной и обвалившейся породы из скважины на поверхность. Качество очистки скважины от шлама (скорость и степень) зависит от скорости восходящего потока, которая определяется производительностью насосов. На эффективность выноса породы влияет удельный вес, вязкость и динамическое напряжение сдвига бурового раствора. Для удаление частиц породы необходимо, чтобы скорость восходящего потока была выше скорости их осаждения.
Скорость осаждения частиц в неподвижном растворе зависит от их размеров и форм, разницы удельных весов раствора и частицы, вязкости раствора и особенно его тиксотропных свойств.
В тиксотропных растворах при прекращении циркуляции образуется достаточно прочная структура, которая препятствует осаждению частиц. Статическое напряжение сдвига буровых растворов меняется в широких пределах и, в большинстве систем растворов легко получить структуру такой величины, при которой любая частица нормального удельного веса остается во взвешенном состоянии.
4. Формирование на стенках скважины малопроницаемой
фильтрационной корки
Под влиянием разницы гидростатического давления столба раствора и пластового давления на стенках скважины образуется фильтрационная корка из твердой фазы раствора.
В верхней части разреза корка консолидирует несцементированные пески и обеспечивает их устойчивость. Одновременно, корка фактически разобщает скважину и проницаемые пласты. Однако при большой величине водоотдачи на стенке скважины образуется толстая фильтрационная корка, что отрицательно влияет на состояние скважины. Во первых, велика вероятность дифференциального прихвата; во вторых, на толстую и рыхлую корку, как правило, прилипает шлам, происходит сужение ствола скважины с последующими осложнениями (затяжки, прихваты при подъеме). Одновременно, при большой величине водоотдачи в продуктивный пласт поступает большое количество фильтрата на большую глубину. Это приводит к существенному снижению проницаемости пласта при последующей эксплуатации скважины, поэтому величина водоотдачи, включая забойную, должна быть как можно меньше и, жесткое регламентирование этого показателя в программах и проектах вполне обосновано. Наиболее эффективными системами для предупреждения указанных осложнений являются полимерные растворы с низким содержанием твердой фазы.
5. Предупреждение нефте-, газо- и водопроявлений
Давление жидкости или газа, содержащихся в проницаемых пластах, зависит от глубины их залегания и ряда других факторов. Давление бывает нормальным для данной глубины, а может быть аномально высоким, т.е. значительно выше гидростатического. Поэтому в том и в другом случае плотность бурового раствора должна быть такой, чтобы давление столба раствора было несколько выше пластового давления и препятствовало перетоку жидкости или газа из пласта в скважину как при бурении так и во время СПО. Требуемая величина плотности бурового раствора, в зависимости от пластового давления и глубины залегания пласта, четко регламентируется новыми Правилами ведения работ.
6. Предупреждение обвалов
Осыпи и обвалы неустойчивых глин являются основными видами осложнений, возникающих при бурении. Многие скважины не были добурены до проектных глубин из-за этих осложнений. Роль буровых растворов в этих условиях трудно переоценить, все зависит от состава и свойств бурового раствора. В настоящее время разработаны и успешно применяются несколько специальных систем буровых растворов, позволяющих частично или полностью предотвратить осыпи и обвалы неустойчивых глин.
7. Качество вскрытия продуктивных пластов
Загрязнение продуктивных пластов при бурении - это реальный процесс, в результате которого частично обратимо (а частично необратимо), но существенно снижается проницаемость пластов. Иногда происходит полная закупорка пласта, и вызвать приток удается только с помощью специальных методов интенсификации. Мировой наукой и практикой установлено, что все компоненты бурового раствора (твердые и жидкие) активно взаимодействуют с продуктивным пластом.
В связи с этим ОАО «ИКФ» основное внимание уделяет разработке и внедрению специальных систем буровых растворов для качественного вскрытия продуктивных пластов. Подробно эти вопросы будут рассматриваться в главе IV.
8. Сокращение затрат на крепление
С применением качественного бурового раствора, заданного состава и свойств, производится одновременное успешное вскрытие отложений, отличающихся по характеру возможных осложнений. Таковыми могут быть водо- и газопроявляющие горизонты и неустойчивые глины, надсолевые, солевые и подсолевые отложения. С применением соответствующего раствора нет необходимости спускать дополнительные промежуточные колонны с целью разобщения потенциально несовместимых горизонтов. Нередко в определенных геологических условиях за счет применения качественного раствора обходятся без промежуточных колонн, после кондуктора следующая колонна является эксплуатационной. Экономия обсадных труб требует дополнительных затрат для поддержания состава и свойств бурового раствора на заданном уровне.
9. Получение информации
При хорошей организации аналитического контроля на скважине циркулирующий буровой раствор несет немаловажную информацию о геологическом разрезе скважины. Источниками информации являются выносимые раствором шлам, газ и флюиды (вода, нефть). Изучение шлама, изменившегося состава раствора (разгонка) и его фильтрата позволяет определить минералогическую природу разбуриваемых пород, тип и состав поступившей в раствор жидкости или газа.
Интерпретация текущей информации, полученной по результатам исследований бурового раствора позволяет соответственно принимать решение и сократить объем и затраты времени на проведение дорогостоящих геофизических работ.
10. Коррозионная агрессивность
Установлено, что коррозия является главной причиной повреждения бурильных колонн. К сожалению, в отечественной практике при бурении практически не уделяется внимание коррозии. В мировой практике за коррозией бурильных труб следят при помощи стальных колец, установленных в специальных проточках в муфте бурильного замка. Через определенное время воздействия бурового раствора определяют снижение массы этих колец.
Часто выявление вида коррозионного воздействия оказывается более важным, чем контроль потери веса колец. Так, точечная коррозия не вызывает большой потери веса, но может стать причиной аварии. Причиной слома бурильных труб может служить водородное охрупчивание.
Вот почему при составлении программ по буровым растворам следует учитывать источники корродирующих веществ, их состав и обязательно включать в состав бурового раствора ингибиторы ожидаемых видов коррозии.
11. Техника безопасности и экология
Часть ингредиентов бурового раствора и поступающих из пласта шлама, жидкостей и газа содержат вещества, представляющие опасность для персонала и окружающей среды. Особенно опасными являются нередко встречающиеся пласты, содержащие токсичные кислые газы (сероводород и др.), которые могут вызывать непоправимый физический ущерб.
Последнее время при разработке рецептур буровых растворов серьезное внимание уделяется вышеуказанным вопросам. Так, для массового бурения созданы экологически чистые, биологически разлагаемые полимерные системы.
При вскрытии пластов, содержащих токсичные газы, разработаны специальные реагенты, которые полностью связывают эти вещества во время движения раствора от забоя до поверхности.
ГЛАВА III
Некоторые физико – химические представления о буровых растворах
Основные свойства буровых растворов зависят от размера, формы и химического состава взвешенных в нем частиц. По размеры эти частицы удобно разделить на три группы:
n коллоиды размером от 0,1до 2мкм, определяющие вязкостные и фильтрационные свойства раствора;
n илы, утяжелители с размером частиц от 1 до 70 мкм, обеспечивающие необходимую плотность раствора;
n песок с размером частиц от 50 до 400 мкм, которые хотя и закупоривают крупные отверстия в некоторых очень пористых пластах, в остальном оказывают отрицательное воздействие в силу высокой абразивности.
Коллоидная фракция раствора обладает высокой активностью благодаря очень малому размеру частиц по отношению к их массе. Такая дисперсная система отличается большой удельной поверхностью, а поведение частиц и раствора в целом определяется главным образом электростатическими зарядами на их поверхностях, которые способствуют развитию сил притяжения/отталкивания между частицами. Особо активными коллоидами являются глинистые минералы, которые отличаются как по форме (мельчайшие кристаллические пластинки и пакеты из таких пластинок), так и молекулярным строением этих частиц. Благодаря особому строению кристаллической решетки активных глинистых минералов, на базальных поверхностях частиц образуются сильные отрицательные заряды, а также положительные заряды но ребрах и гранях. Взаимодействие между этими противоположными зарядами при низких скоростях течения сильно влияет на вязкость глинистых растворов и является причиной обратимого структурообразования когда раствор находится в состоянии покоя.
В природе глины состоят из различных минералов, таких как монтмориллонит, иллит и коалинит, из которой наибольшей активностью обладает монтморилонит.
При взаимодействии с водой глина набухает вследствие гидратации базальных плоскостей и ориентированных около них противоионов (Ca, Na, Mg). В результате такой гидратации образуется суммарная гидратная оболочка, обладающая упругими свойствами и, вследствие этого, давление набухания достигает больших величин. При механическом воздействии на смесь глины с водой происходит расслоение пакетов по базальным плоскостям и их разлом по ребрам и граням с образованием глинистого раствора. Такая первичная дезинтеграция глины в воде называется диспергированием.
Упругие гидратные оболочки на поверхности частиц глины предотвращают их слипание, таким образом происходит так называемая естественная стабилизация системы. Толщина гидратной оболочки зависит от величины отрицательного заряда базальной поверхности, которая определяется минералогической природой глины. Наиболее активным минералом является монтморилонит, чем больше его содержание в глинистой породе (60 - 70% и более), тем выше выход раствора из единицы веса глины (15 м3 и более из 1тонны глинопорошка).
Во многих случаях, для регулирования свойств бурового раствора глинистые коллоиды дополняются, а иногда и полностью заменяются органическими коллоидами. Так, при попадании в систему растворимых солей происходят следующие явления. С увеличением концентрации соли в растворе, вследствие динамического характера адсорбционных процессов, возрастает концентрация положительно заряженных катионов у отрицательно заряженной поверхности глинистых частиц. При определенной концентрации соли (1-1,5% NaCl, 0,25% CaCl2) происходит полная нейтрализация заряда поверхности глины, а защитная гидратная оболочка исчезает. В результате такого воздействия солей происходит коагуляция системы: частички глины слипаются в крупные блоки, раствор загустевает и резко возрастает водоотдача.
Для восстановления свойств раствора в этом случае используют солестойкие полимерные реагенты, такие как крахмал, КМЦ и др. Макромолекулы этих полимеров вместе со своими гидратными оболочками адсорбируются на поверхности глинистых частиц и создают так называемые искусственные защитные гидратные оболочки. При таком воздействии коллоидов, скоагулированые частички вновь разъединяются, и этот процесс повторного диспергирования глинистых блоков называется пептизацией. При определенной концентрации полимера свойства раствора полностью восстанавливаются. Кроме адсорбционной стабилизации глинистых частиц многие полимеры образуют в растворе полимерные блоки коллоидного размера. Как в пресных, так и в соленых растворах такие частички из полимеров существенно влияют на свойства растворов. В зависимости от величины молекулярного веса полимеры могут влиять или не влиять на структурно-механические свойства растворов, но всегда эффективно снижают водоотдачу.
Коллоидной фракцией одного из растворов на углеводородной основе (РУО) является олеофильный бентонит. В другом типе такого раствора (инверсной эмульсии) вязкостные и фильтрационные свойства обеспечиваются активным эмульгированием значительной части водной фазы. Для структурообразования в РУО используют специально изготовленные олеофильные глины, а для улучшения фильтрационных свойств применяют олеофильные гуматы.
содержание .. 1 2 3 ..
zinref.ru
Буровой раствор - это... Что такое Буровой раствор?
- Буровой раствор
-
► drilling fluid, mud
Отличительная особенность вращательного способа бурения – применение промывки скважин в процессе бурения.
Буровой раствор должен выполнять следующие функции:
■ удалять выбуренную породу (шлам) из-под долота, транспортировать ее наверх по кольцевому пространству между бурильной колонной и стволом скважины, обеспечивать ее отделение на поверхности■ удерживать частицы выбуренной породы во взвешенном состоянии при остановке циркуляции раствора
■ охлаждать долото и облегчать разрушение породы в призабойной зоне■ создавать давление на стенку скважины для предупреждения водо-, нефте- и газо-проявлений
■ оказывать физико-химическое воздействие на стенки скважин, предупреждая их обрушение
■ передавать энергию гидравлическому забойному двигателю (при бурении этими двигателями)
■ обеспечивать сохранение проницаемости продуктивного пласта при его вскрытии.
Разные требования к составу и качеству бурового раствора в зависимости от геологических условий и технически особенностей проходки скважины обусловили применение растворов нескольких типов:
■ на водной основе (глинистые растворы, вода, буровые растворы с низкой концентрацией твердой фазы - полимерглинистые и безглинистые и т.п.)
■ на неводной основе (растворы на углеводородной основе, обращенные эмульсии типа «вода в масле», дегазированная нефть и нефтепродукты)■ газообразные рабочие агенты (воздух, природные газы, выхлопные газы, двигатели внутреннего сгорания)
■ аэрировании растворы и пены.
Выбирать тип раствора для бурения в каждом районе следует на основе внимательного и всестороннего изучения геологических условий залегания всего комплекса горных пород, подлежащих разбуриванию с учетом технических особенностей проходки скважины.
Краткий электронный справочник по основным нефтегазовым терминам с системой перекрестных ссылок. — М.: Российский государственный университет нефти и газа им. И. М. Губкина. М.А. Мохов, Л.В. Игревский, Е.С. Новик. 2004.
- Буровое судно
- Буферная жидкость displacement
Смотреть что такое "Буровой раствор" в других словарях:
Буровой раствор — (англ. drilling fluid, drilling mud; нем. Spülung, Bohrschlamm, Spülflüssigkeit) сложная многокомпонентная дисперсная система суспензионных, эмульсионных и аэрированных жидкостей, применяемых для промывки скважин в процессе… … Википедия
Буровой раствор — (a. drilling fluid, drilling mud; н. Spulung, Bohrschlamm, Spulflussigkeit; ф. boue de forage; и. Iodo de sondeo) технол. наименование сложной многокомпонентной дисперсной системы суспензионных, эмульсионных и аэрированных жидкостей,… … Геологическая энциклопедия
буровой раствор — — [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность EN borehole muddrilling agenthole mudmud flush agentsludging water … Справочник технического переводчика
буровой раствор малой удельной массы — лёгкий буровой раствор — [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность Синонимы лёгкий буровой раствор EN light weight drilling mud … Справочник технического переводчика
буровой раствор, обогащённый диоксидом углерода — карбонатный буровой раствор — [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность Синонимы карбонатный буровой раствор EN carbonate drilling mud … Справочник технического переводчика
буровой раствор для вращательного бурения — — [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность EN rotary mud … Справочник технического переводчика
буровой раствор для вскрытия продуктивного пласта — — [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность EN completion drilling agent … Справочник технического переводчика
буровой раствор для глушения скважин — — [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность EN well killing drilling mud … Справочник технического переводчика
буровой раствор для глушения фонтанирующей скважины — — [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность EN kill weight drilling mud … Справочник технического переводчика
буровой раствор для забуривания ствола скважины — — [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность EN spud drilling mud … Справочник технического переводчика
neft.academic.ru
Буровой раствор и управление его реологическими свойствами при бурении скважин в осложненных условиях - Бурение и Нефть
Drilling fluid and control of its properties while drilling in the complicated conditions
V. CHIKHOTKIN, YNC the Russian Academy of Science,
A. TRETJAK, J. RYBALCHENKO, M. BURDA, YRGTU NPI
В практике строительства скважин на нефть и газ необходимым условием минимизации осложнений и аварий, связанных с обеспечением устойчивости ствола скважины в процессе ее углубления, является применение буровых растворов, имеющих высокую ингибирующую активность. При бурении наклоннонаправленных скважин и скважин с горизонтальными участками ствола приходится сталкиваться практически со всеми видами осложнений, наиболее частыми из которых являются осыпи и поглощения.
Compounding of drilling fluids is the important factor of struggle against various kinds of complications while the directional drilling.
Если вас интересует полный текст статьи, Вы можете заказать ее в издательстве.
- З.З. Шарафутдинов, Р.З. Шарафутдинова. Буровые растворы на водной основе и управление их реологическими параметрами // Нефтегазовое дело. 2004. С. 3 — 21.
- Бурение скважин в пластичных глинах на Прибрежной площади // Нефтяное хозяйство. 2004. №1. С. 50 — 52.
- П.С. Чубик. Квалиметрия буровых промывочных жидкостей // Томск, НТЛ. 1999. 300 с.
- Н.Л. Ярославская. Применение буровых растворов на площадях Краснодарского филиала ООО «РН-Бурение » // Бурение и нефть, 2007. №3. С. 22 — 23.
- В.Н. Кошелев, Е.Н. Корнева. Некоторые особенности применения полимеров для обработки буровых растворов на водной основе при вскрытии продуктивных пластов. — Сб. научн. тр. ОАО НПО «Бурение». Современная техника и технология заканчивания скважин и бурение боковых стволов // Краснодар. 2006. Вып. 15. С. 61 — 69.
- А.Я. Третьяк, Ю.М. Рыбальченко. Теоретические исследования по управлению буровым раствором в осложненных условиях // Изд-во Вузов Сев.-Кавказ. регион. технич. науки. 2006. №7. С. 61 — 69.
Комментарии посетителей сайта
burneft.ru
Добавление - нефть - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1
Добавление - нефть
Cтраница 1
Добавление нефти к цементным растворам приводит к существенному уменьшению критической скорости ( более чем в 1 5 раза) и тем самым дает возможность при значительно меньших скоростях достигнуть турбулентного режима. [1]
Добавление нефти снижает проницаемость резко при малом содержании и менее резко при последующем увеличении концентрации нефти. [2]
Добавление нефти в буровой раствор или переход на промывку раствором на нефтяной основе приводит к различным результатам в зависимости от свойств пород. [4]
При добавлении нефти к водной промывочной жидкости резко уменьшаются липкость фильтрационных корок и, следовательно, момент, потребный для вращения бурильной колонны, сила трения труб о стенки скважины при осевых перемещениях колонны и зависание последней на стенках скважины; существенно снижается опасность образования сальников из обломков выбуренных пород на долоте и выступающих наружу элементах бурильной колонны; снижается водоотдача раствора; заметно возрастают механическая скорость проходки и нередко проходка за рейс долота. [5]
В последнем случае добавление нефти в фильтрующуюся жидкость снижало бы проницаемость менее резко при малых концентрациях и более резко при увеличении концентрации нефти, особенно при 30 % - ном растворе нефти в керосине. [6]
Для оценки возможного снижения производительности кон-денсатопровода вследствие добавления нефти в конденсат было проделано следующее. По известной формуле Л. С. Лейбензона определены потери на трение для 10, 20, 30и50 % - ного содержания нефти в смеси. Все исходные параметры были приняты на основании Пояснительной записки к проекту конденсатопро-вода и диспетчерских данных. Очевидно, что равномерного уменьшения диаметра по всей длине трубопровода происходить в действительности не может. Но этот прием широко используется на практике. При этом полагают, что гидравлические параметры трубопровода с равномерно распределенной толщиной пристенных отложений эквивалентны реальному трубопроводу, на котором отложения образовались только на каком-то участке, и их толщина переменна по длине. [7]
Кривые малоуглового рассеяния рентгеновских лучей на частицах глинистых растворов, полученных добавлением нефти, и на растворах с ГПН Идентичны. [8]
Перед цементированием скпажины в процессе промывки плотность бурового раствора снизили с 1 16 до 1 14 г / см3 пу - гем добавления нефти. [9]
В качестве нефтяного компонента используют чистую нефть или с некоторой примесью воды ( до 20 %) дизельное топливо и др. При добавлении нефти можно ориентировочно руководствоваться следующими данными. С введением 5 % нефти ( по массе от объема) резко снижается липкость корки, при 7 - 8 % прекращается образование сальников. Применение эмульсионных буровых растворов не затрудняет осуществление электрометрических исследований. [10]
Перед началом огневых работ в местах их проведения, а также у емкостей с нефтью, с буровым раствором на углеводородной основе и с добавлением нефти необходимо провести анализ воздуха рабочей зоны. [11]
Другое эффективное направление предупреждения прихватов - повышение смазывающих свойств буровых растворов. Добавление нефти ( 5 - 12 %), смад ( 1 - 4 %), технических спиртов, Т-66, Т-80, графита ( 0 5 - 1 5 %), глин контактной очистки масел ( 2 - 10 %), нефтешламовых отходов промыслов особенно эффективно при наличии в разрезе высокопроницаемых песчаников, глин, набухающих в растворах на водной основе. В этих же породах практически исключаются прихваты при использовании растворов на нефтяной основе и обращенных эмульсий. [12]
Проницаемость приствольной зоны может уменьшаться при взаимодействии водного фильтрата с пластовой нефтью. При добавлении нефти к водной промывочной жидкости существенно уменьшается липкость фильтрационных корок. [13]
www.ngpedia.ru
