Буровые промывочные жидкости

БУРОВЫЕ ПРОМЫВОЧНЫЕ ЖИДКОСТИ

При бурении вращательным способом в скважине постоянно циркулирует поток жидкости, которая ранее рассматривалась только как средство для удаления продуктов разрушения (шлама). В настоящее время она воспринимается, как один из главных факторов обеспечивающих эффективность всего процесса бурения.

При проведении буровых работ циркулирующую в скважине жидкость принято называть - буровым раствором или промывочной жидкостью.

Буровой раствор кроме удаления шлама должен выполнять другие, в равной степени важные функции, направленные на эффективное, экономичное, и безопасное выполнение и завершение процесса бурения. Основная задача промывки – обеспечение эффективного процесса бурения скважин, она включает в себя сохранение, как устойчивости стенок скважин, так и керна.

Способы промывки

При бурении скважин промывочная жидкость должна циркулировать по замкнутому гидравлическому контуру. В зависимости от вида гидравлического контура все существующие системы промывки делятся на две группы:

1) системы промывок с выходом раствора на поверхность;
2) системы промывок с внутрискважинной циркуляцией.

Функции бурового раствора

1. Удаление продуктов разрушения из скважины;
2. Охлаждение породоразрушающего инструмента и бурильных труб;
3. Удержание частиц выбуренной породы во взвешенном состоянии;
4. Создание гидростатического равновесия в системе "ствол скважины - пласт";
5. Сохранение проницаемости продуктивных горизонтов;
6. Перенос энергии от насосов к забойным механизмам;
7. Обеспечение проведения геофизических исследований;
8. Предохранение бурового инструмента и оборудования от коррозии и абразивного износа;
9. Закупоривание каналов с целью снижения поглощения бурового раствора и водопритоков;

10. Предотвращение газо -, нефти -, водо проявлений;

Классификация буровых растворов

1.На водной основе

- Глинистые буровые растворы представляют собой микрогетерогенные многофазовые полидисперсные системы, включающие в себя частицы глины, утяжелителя, выбуренной породы, химические реагенты и воду, содержащую различные ионы. Иногда в буровой раствор добавляют нефть и графит для придания ему специальных технологических свойств.

Достоинства глинистых растворов:

· удерживают шлам во взвешенном состоянии при остановках циркуляции;

· образуют глинистую корку на стенках скважины, органичивая фильтрацию раствора в проницаемые пласты;

· обеспечивают более высокое качество вскрытия продуктивных горизонтов;

· позволяют оперативно регулировать гидростатическое давление скважине путем изменения плотности раствора;

· позволяют предупредить поглощения, снизить их интенсивность или ликвидировать совсем;

· способствуют качественному проведению комплекса геофизических исследований и др.

Недостатки глинистых растворов:

· большая вероятность затяжек и прихватов бурильной колонны и приборов из-за наличия фильтрационной корки, иногда толстой и липкой;

· снижение естественной проницаемости продуктивных горизонтов за счет проникновения глинистых частиц и фильтрата;

· высокие гидравлические сопротивления;

· большие затраты химических реагентов на приготовление растворов;

· более низкие показатели бурения;

· использование специальных очистных устройств для очистки и дегазации раствора;

· повышенная склонность к вспениванию;

· ухудшение качества цементирования обсадных колонн при образовании толстой и рыхлой глинистой корки.

-Для снижения интенсивности перехода выбуренной породы в глинистый раствор, повышения устойчивости стенок скважины используют так называемые ингибирующие растворы, в состав которых входит неорганический электролит или полиэлектролит. Снижение размокаемости и диспергирования выбуренных шламов достигается в результате:

· ввода в суспензию электролита, содержащего поливалентный катион (гипс, хлорид кальция);

· добавки солей поливалентных металлов, переводящих растворы в гидроокиси;

· обработки высоко щелочными соединениями, увеличивающими глиноемкость буровых растворов;

· использования модифицированных лигносульфонатов;обработки раствора полимерными соединениями.

- Безглинистый буровой раствор с конденсированной твердой фазой готовится на водной основе. Дисперсная фаза в нем получается химическим путем, в результате взаимодействия находящихся в растворе ионов магния с щелочью NaОН или Са(ОН)2. Химическая реакция приводит к образованию в растворе микроскопических частиц гидроксида магния Мg(ОН)₂. Раствор приобретает гелеобразную консистенцию и после химической обработки превращается в седиментационно устойчивую систему. Такой раствор сохраняет свои структурно-механические свойства при любой минерализации. Поэтому его применяют в случаях, когда требуется обеспечить высокую устойчивость стенок скважины, но обеспечить контроль и регулирование минерализации раствора сложно.

- Полимерный буровой раствор на водной основе, содержащий высокомолекулярные полимеры линейного строения, применяемый при бурении главным образом крепких пород. Характеризуется высокой гидрофильностью и псевдо пластичностью - способностью разжижаться до вязкости, близкой к вязкости воды, при больших скоростях сдвига и загустевать при низких. Различают безглинистые и малоглинистые полимерные буровые растворы. Для приготовления безглинистых полимерных буровых растворов используются гидролизованный полиакриламид (ГПАА), оксиэтилированная целлюлоза (ОЭЦ) и карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ), биополимеры и другие соединения. Комплексообразователями служат хромовые, алюминиевые и т.п. соли. В малоглинистых полимерных буровых растворах используются полимеры двойного действия, являющиеся стабилизаторами бентонитовых суспензий и коагуляторами высокодисперсных частиц. Для приготовления малоглинистых полимерных буровых растворов применяются в основном акриловые полимеры (ГПАА, метас, гидролизов, полиакрилонитрил - гипан и др.), сочетающиеся с КМЦ-600, КМЦ-700 и подобными полимерами, обеспечивающими дополнительные снижения фильтрации. Для утяжеления полимерных буровых растворов применяются водорастворимые соли тяжёлых металлов. Содержание комплексообразователей не превышает 0,4%, бентонита 2-6% (в малоглинистых растворах). Фильтрация полимерных буровых растворов 5-10 см3, плотность неутяжелённых растворов 1000-1060 кг/м3. При бурении в глинистых отложениях полимерных буровых растворов добавляют KCl и др.

- Соленасыщенные растворы используют во избежание кавернообразований соли при разбуривании, В зависимости от пластовых давлений, толщины и состава соленосные породы бурят с применением рассола глинистого соленасыщенного раствора, не обработанного реагентами-понизителями фильтрации, и соленасыщенного глинистого раствора, стабилизированного реагентами.

2.На углеводородной основе

- Обратные эмульсии или гидрофобно-эмульсионные буровые растворы (ГЭР), или инвертно-эмульсионные растворы (ИЭР) представляют собой систему из двух несмешивающихся жидкостей, в которой в качестве непрерывной фазы (дисперсионной среды) используются жидкие углеводороды, а основной дисперсной фазой является минерализованная вода. В ГЭР дисперсная фаза может быть комбинированной, то есть жидкая и твердая. Причем, твердая фаза должна обладать гидрофобными свойствами, то есть, как и в безводных суспензиях это: окисленный битум, асфальты, органофильная глина и алкиламмонийгуматы. Процесс эмульгирования состоит из диспергирования (образования капелек дисперсной фазы в дисперсионной среде) и их стабилизации. Отличительной особенностью обратных эмульсий является их крайняя теродинамическая неустойчивость, которая сопровождается агрегатированием капелек воды, переходящим в коалесценцию или обращение фаз.При этом коалесценция приводит к седиментационному разделению фаз, а обращение – к образованию из обратной эмульсии (В/М) прямой (М/В).

3. Газообразные агенты

- Аэрированная жидкость представляет собой низкоконцентрированную дисперсную систему, в которой газовые (воздушные) пузырьки находятся во взвешенном состоянии на сравнительно большом расстоянии друг от друга. Отношение количества жидкой фазы или исходного бурового раствора (Qж) к газообразной (Qг) изменяется от 5 до 50, а степень аэрации составляет соответственно 0,25-0,025. Как известно, аэрированные жидкости используют, в основном, для предупреждения и ликвидации поглощений буровых растворов в пласты с пониженным пластовым давлением, а также вскрытия продуктивных пластов с АНПД. Снижение гидростатического давления в скважине обеспечивается наличием воздуха или газа. В свою очередь диспергированные воздушные пузырьки увеличивают сопротивление при перемещении фильтрата бурового раствора в стесненных условиях порового канала при снижении скорости потока и структурирование, что снижает отрицательное воздействие на коллекторские свойства продуктивного пласта и интенсивность поглощения. При этом одновременно улучшаются показатели работы породоразрушающего инструмента (проходка на долото – в 1,5 раза и более, механическая скорость примерно на 15-30%).Это связано с процессами на забое скважины и в цирку-

ляционной системе при течении газожидкостных смесей. Введение в раствор

пузырьков воздуха или газа вызывает в многофазной системе псевдоожижение твердой фазы, которое зависит от содержания газовых пузырьков, дисперсноти (чем выше, тем сильнее проявляется это явление), свойств глинистой фазы висходном буровом растворе и так далее. Эффект псевдоожижения уменьшаетгидравлические сопротивления даже при высоком содержании твердой фазы,которая равномерно распределяется по всему объему между воздушными пузырьками, снижая при этом внутреннее трение в системе и повышая текучесть в динамических условиях.

- Высококонцентрированная пена представляет собой агрегатно неустойчивую дисперсную систему и состоит из жидкой дисперсионной среды и газообразной дисперсной фазы, при обязательном присутствии реагентов-стабилизаторов (ПАВ), называемых пенообразователями. Пены могут эффективно применяться при бурении скважин в твердых, многолетнемерзлых породах, поглощающих горизонтах, при вскрытии продуктивных пластов, освоении и капитальном ремонте скважин, если пластовое давление составляет 0,2-0,8 гидростатического. Благодаря избытку газовой фазы и взаимному сдавливанию пузырьки пены имеют не сферическую форму, а представляют собой полиэдрические ячейки, стенки которых состоят из весьма тонких пленок жидкой дисперсионной среды и молекул ПАВ, то есть имеет сотообразную структуру. В самом начале образования пена представляет собой подвижную систему, сходную с обычной концентрированной эмульсией. Со временем пена постепенно изменяется и становится ячеисто-пленочной системой с жестким пенным каркасом. Прочность и продолжительность существования пены зависят от

свойств пленочного каркаса, то есть от природы и содержания пенообразователя, вязкости дисперсионной среды, присутствия твердой фазы и метода приготовления. Со временем пленки между газовыми пузырьками становятся тоньше из-за стекания жидкости, пузырьки лопаются и пена разрушается.

Пенную систему можно охарактеризовать следующими основными свойствами:

· пенообразующей способностью (вспениваемостью) – объемом пены

или высотой ее столба, который образуется из постоянного объема раствора

при соблюдении определенных условий в течение определенного времени;

· кратностью пены (β) – отношением объема пены к объему раствора,

необходимого на ее образование;

· стабильностью (устойчивостью) пены – временем существования опре-

деленного объема пены;

· механическими свойствами: относительной плотностью, зависящей от

соотношения жидкой и газовой фаз, и прочностью структуры;

· дисперсностью – средним размером пузырьков или распределением

пузырьков по размерам.

Классификация реагентов

Химическая обработка БПЖ имеет важнейшее значение в технологии их приготовления и применения. От правильного выбора материалов и реагентов для приготовления бурового раствора в значительной степени зависит успех и качество строительства скважин.

Химические реагенты служат:

· для придания буровым растворам необходимых технологических свойств в процессе их приготовления, т.е. для получения буровых растворов, соответствующих геолого-техническим условиям бурения скважин;

· для защиты используемых буровых растворов от окружающих воздействий: шлама выбуренных пород, температур, давлений, агрессии пластовых флюидов и т.д.;

· для восстановления или поддержания в заданных пределах свойств буровых растворов в процессе бурения.

Первыми химическими реагентами, которые в мировой буровой практике начали применяться с 1929 года, были каустическая сода (едкий натр, гидроокись натрия) – NaOH и алюминат натрия (Na₂Al₂O₃). Они предназначались для повышения вязкости и статического напряжения сдвига буровых растворов с целью предупреждения осаждения в них частиц утяжелителя.

Их классифицируют по: составу, химической природе, назначению, солестойкости, термостойкости.

Характер действия реагента зависит от вида твердой фазы, от характера дисперсионной среды, от условий минерализации, температуры и давления. Наиболее целесообразно классифицировать реагенты по составу и назначению (по Ивачеву):

- неорганические (электролиты),

- органические (стабилизаторы и защитные коллоиды).

К.Ф. Паус классифицировал химические реагенты для БПЖ по хи-мическому составу и строению молекул, по термостойкости, солестойко-сти, и назначению следующим образом:

1) По химическому составу и строению молекул:

а) низкомолекулярные неорганические соединения:

-кальцинированная сода Na2CO3, каустическая сода NaOH, поваренная соль NaCl, жидкое стекло.

б) высокомолекулярные органические соединения с глобулярной формой молекул.

в) высокомолекулярные органические соединения с волокнистой или цепочкообразной структурой молекул.

г) низкомолекулярные органические соединения с гидрофильной или органофильной частями.

2) По солестойкости реагентов:

а) не солестойкие до 3% NaCl (фосфаты, гуматы, лигнины и т.д.),

б) ограниченно солестойкие 3 – 10 % NaCl,

в) солестойкие по NaCl более 10 % (лигносульфонаты, КМЦ, его производные, крахмал, полиакрилаты и т.д.),

г) не солестойкие к действию поливалентных катионов (некоторые лигносульфонаты, сульфатоэтилцеллюлоза, сульфированные полиакрилаты).

3) По термостойкости реагентов:

а) не термостойкие.

б) ограниченно термостойкие.

в) термостойкие.

4) По назначению:

а) регулирующие ионный состав раствора и РН- среды,

б) реагенты бактерициды,

в) связывающие (удаляющие) ионы Ca₂+ из б.р.,

г) ингибиторы глин и глинистых сланцев,

д) коагулянты (в том числе и избирательного действия),

е) понизители вязкости (разжижители),

ж) понизители водоотдачи и фильтрации,

з) пеногасители,

и) эмульгаторы,

й) предупреждающие кавернообразование,

к) сохраняющие проницаемость продуктивного горизонта,

л) понизители твердости горной породы,

м) улучшающие смазывающие и противоизносные свойства.

Большинство существующих классификаций регентов можно упростить: разбив их на 3 группы:

1) Реагенты структурообразователи (без существенного изменения плотности бурового раствора),

2) Реагенты - стабилизаторы направленного действия (изменяют требуемые технологические параметры или свойства без изменения других свойств),

3) Реагенты специального назначения.

Некоторые ученые объединяют все химические реагенты в восемь групп:

1. Полисахариды – естественные (природные) полимеры, имеющие общую химическую формулу – (C6H10O5)n.

2. Акриловые полимеры – синтетические полимеры, являющиеся продуктами нефтехимии.

3. Гуматные реагенты – натриевые или калиевые соли гуминовых кислот, получаемые экстракцией из бурого угля или торфа в присутствии щелочи (NaOH, KOH): углещелочной реагент (УЩР); торфощелочной реагент (ТЩР); гуматнокалиевый реагент (ГКР).

4. Лигносульфонаты.

5. Реагенты на основе гидролизного лигнина: нитролигнин (НЛГ); игетан.

6. Электролиты - кислоты, соли и основания (щелочи): NaOH – гидроокись натрия (едкий натр, каустическая сода); Na2CO3 – карбонат натрия (кальцинированная сода); КОН – гидроокись калия (едкий калий); Ca(OH)2 – гидроксид кальция (гашеная известь);

7. Кремнийорганические жидкости – синтетические полимеры, содержащие в макромолекуле атомы кремния и углерода: ГКЖ-10 (11); Петросил – 2М.

8. Поверхностно-активные вещества (ПАВ) - способны адсорбироваться на поверхности раздела фаз.

По назначению (действию на свойства буровых растворов) все химические реагенты принято условно делить на следующие 11 групп:

· понизители фильтрации;

· понизители вязкости (разжижители);

· структурообразователи;

· регуляторы щелочности (рН);

· ингибиторы глинистых пород;

· регуляторы термостойкости;

· пенообразователи;

· пеногасители; э

· мульгаторы (вещества, предохраняющие капельки дисперсной фазы эмульсий от коалесценции, т.е. слияния);

· смазочные добавки; понизители твердости горных пород.

Оборудование для приготовления и очистки буровых растворов

Приготовление, утяжеление и обработка буровых растворов, а также их очистка от выбуренной породы — важный процесс при бурении скважины. От качества бурового раствора в значительной мере зависит успех проводки скважины.

Приготовление буровых растворов может осуществляться в механических мешалках и гидравлических смесителях. В настоящее время в отечественной практике для приготовления буровых растворов широко применяются порошкообразные материалы. Для приготовления буровых растворов из этих материалов используют следующее оборудование:

1. блок приготовления раствора (БПР),

1. выносной гидроэжекторный крепитель

2. гидравлический диспергатор

3. емкости ЦС

4. механические и гидравлические перемешиватели

5. поршневой насос.

При обработке глинистых растворов химическими реагентами, особенно содержащими щелочи и кислоты, рабочие должны работать в резиновых перчатках, очках, фартуках и сапогах, чтобы брызги щелочи и кислоты не повредили лицо, руки и одежду. В механических глиномешалках можно приготовить растворы из сырых глин, глинобрикетов и глинопорошков. Более эффективны, чем глиномешалки, фрезерно-струйные мельницы ФСМ-3 и ФСМ-7.

Фрезерно-струйная мельница может быть использована не только для приготовления растворов, но и для утяжеления бурового раствора, а также для добавки в него глины и глино-порошка. В этом случае в ФСМ вместо воды подается буровой раствор.

Очистка промывочной жидкости от обломков выбуренной породы (шлама). Буровой раствор, выходящий на поверхность из скважины, может быть вновь использован, но для этого он должен быть очищен от обломков выбуренной породы (шлама).

Поступающие в буровой раствор частицы выбуренной породы оказывают вредное влияние на его основные технологические свойства. Кроме того, наличие в растворе абразивных частиц существенно снижает показатели работы долот, гидравлических забойных двигателей, буровых насосов и другого оборудования. В связи с этим очистке буровых растворов должно уделяться особое внимание. Для очистки бурового раствора от шлама используется комплекс различных механических устройств:

1. вибрационные сита

2. гидроциклонные шламоотделители

3. сепараторы,

4. центрифуги.

В составе циркуляционной системы все эти механические устройства должны устанавливаться в строгой последовательности. При этом схема прохождения бурового раствора должна соответствовать следующей технологической цепочке: скважина — газовый сепаратор — блок грубой очистки от шлама (вибросита) дегазатор — блок тонкой очистки от шлама (песко- и илоотделители, сепаратор) — блок регулирования содержания и состава твердой фазы (центрифуга, гидроциклонный глиноотделитель) — буровые насосы — скважина. При отсутствии газа в буровом растворе исключают ступени дегазации; при использовании неутяжеленного раствора, как правило, не применяют сепараторы, глиноотделители и центрифуги; при очистке утяжеленного бурового раствора обычно исключают гидроциклонные шламоотделители (песко- и илоотделители). Таким образом, выбор оборудования и технологии очистки бурового раствора от шлама должен основываться на конкретных условиях бурения.

Для очистки буровых растворов, как обязательная, принята трехступенчатая система.

Технология очистки не утяжеленного бурового раствора по этой системе представляет собой ряд последовательных операций, включающих грубую очистку на вибросите и тонкую очистку — пескоотделение и илоотделение — на гидроциклонах шламоотделителях. Буровой раствор после выхода из скважины подвергается на первой ступени грубой очистке на вибросите и собирается в емкости. Из емкости центробежным насосом раствор подается в батарею гидроциклонов пескоотделителя, где из раствора удаляются частицы песка. Очищенный от песка раствор поступает через верхний слив в емкость, а песок сбрасывается в шламовый амбар. Из емкости центробежным насосом раствор подается для окончательной очистки в батарею гидроциклонов илоотделителя. После отделения частиц ила очищенный раствор направляется в приемную емкость бурового насоса, а ил сбрасывается в шламовый амбар.

Дата добавления: 2015-10-21