Буровые растворы на водной основе

ФАКУЛЬТЕТ ЭНЕРГЕТИКИ И НЕФТЕГАЗОВОЙ ИНДУСТРИИ

Кафедра Нефтегазовой Инженерии 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

СРС № 1

“БУРОВЫЕ  РАСТВОРЫ НА ВОДНОЙ ОСНОВЕ” 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

Алматы 2010 
 

СОДЕРЖАНИЕ 

Введение…………………………………………………………………………………………….1

История………………………………………………………………………………………………1

Типы буровых  растворов……………………………………………………………..….2-8

Рецептуры буровых  растворов…………………………………………………………9-11

                Буровые растворы для глубоких скважин, а также буровые растворы

 с низким  содержанием твердой фазы……………………………………………12-16

Заключение……………………………………………………………………………………..17 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

     ВВЕДЕНИЕ 

     Выбор буровых растворов определяется, прежде всего, геологическими условиями проходки скважин. При этом учитывается, что растворы даже в пределах одного типа (например, ингибированные) могут по-разному влиять на механическую скорость, устойчивость ствола, состояние приствольной зоны продуктивных пластов и в конечном счете на экономические показатели бурения.

     Для достижения максимальных показателей работы долот наиболее предпочтительно использовать в качестве промывочного агента маловязкие легкие системы. По степени ухудшения работы породоразрушающего инструмента, используемые в мировой практике промывочные системы располагаются в следующем порядке: тяжелый и высоковязкий глинистый раствор, легкий маловязкий глинистый раствор, эмульсия, буровой раствор на нефтяной основе, вода, вода с ПАВ, аэрированная жидкость, воздух (газ).

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

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

История. Первое применение воды в качестве бурового раствора

• В третьем тысячелетии до н.э. в Египте на карьерах при помощи ручных буров бурили скважины глубиной 6 м. Для удаления выбуренной породы для этого использовали воду (Д.Е.Брентли)
• В Китае в начале царствования династии Шу (1122-250 гг. до н.э.) бурили скважины для добычи соли. Для размягчения породы и облегчения удаления шлама в эти скважины заливали воду. (Конфуций)
• 1844 г. – Роберт Бирт в заявке на патент Англии предлагает использовать воду для удаления шлама при ударно-канатном бурении (вместо желонки использовать полые буровые штанги)
• 1844 г. – Фовелль во Франции использовал этот же метод.
• 1860-1880 гг. – Несколько патентов США о циркуляции бурового раствора (прообраз роторного бурения)
• 1887 г. Чэпмен М.Д. в США запатентовал буровой раствор, состоящий из потока воды и пластичного материала, способного вымывать породу и образовать на стенках корку. В качестве пластичного материала предлагалась глина, зерно, отруби и цемент.

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

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

     Основное  достоинство применения естественных буровых растворов состоит в  значительном сокращении потребности  в привозных материалах на их приготовление  и обработку, что ведет к удешевлению растворов. Однако их качество и свойства зависят от минералогического состава и природы разбуриваемых глин, способа и режима бурения, типа породоразрушающего инструмента. Нередко в них велико содержание абразивных частиц. Поэтому естественные буровые растворы применяют в тех случаях, когда по геолого-стратиграфическим условиям не требуется промывочная жидкость высокого качества.

     Глинистые буровые растворы получили наибольшее распространение при бурении скважин. Для бурового дела наибольший интерес представляют три группы глинистых минералов: бентонитовые (монтмориллонит, бейделлит, нонтронит, сапонит и др.), каолиновые (каолинит, галлуазит, накрит и др.) и гидрослюдистые (иллит, бравиазит и др.). Наилучшими качествами с точки зрения приготовления бурового раствора обладают монтмориллонит и другие бентонитовые минералы. Так, из 1 тонны бентонитовой глины можно получить около 15 м³ высококачественного глинистого раствора, тогда как из глины среднего качества - 4...8 м³, а из низкосортных глин - менее 3 м³.

     Глинистые растворы глинизируют стенки скважины, образуя тонкую плотную корку, которая  препятствует проникновению фильтрата  в пласты. Их плотность и вязкость таковы, что растворы удерживают шлам разбуренной породы даже в покое, предотвращая его оседание на забой при перерывах в промывке. Утяжеленные глинистые растворы, создавая большое противодавление на пласты, предупреждают проникновение пластовых вод, нефти и газа в скважину и открытое фонтанирование при бурении. Однако по этим же причинам затруднено отделение частиц породы в циркуляционной системе бурового раствора.

     Применяются также другие буровые растворы на водной основе: малоглинистые (для бурения  верхней толщи выветрелых и трещиноватых горных пород), соленасыщенные (при  бурении в мощных толщах соленосных пород), ингибированные (обработанные химреагентами для предупреждения набухания разбуриваемых пород и чрезмерного обогащения раствора твердой фазой) и т.д.

     К неглинистым относятся буровые растворы, приготовленные без использования глины. 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 NaOH или Са(ОН)₂ Химическая реакция приводит к образованию в растворе микроскопических частиц гидрооксида магния Mg(OH)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.

     Другим  типом неглинистых буровых растворов  являются биополимерные растворы. Биополимеры получают при воздействии некоторых штаммов бактерий на полисахариды. Свойства биополимерных растворов регулируются так же легко, как свойства лучших буровых растворов из бентонитовых глин. Вместе с тем, некоторые из них оказывают флокулирующее воздействие на шлам выбуренных пород, предупреждая таким образом образование суспензии. Кроме того, растворы биополимеров термоустойчивы. Сдерживает их применение относительно высокая стоимость.

     Основные  типы водных буровых растворов, используемых в отечественной и зарубежной практике, известны. Следует указать, что при характеристике типа буровых растворов наблюдаются разночтения. Разделение растворов на типы обычно подразумевает выделение какого-либо его специфического качества или выполняемой им функции. Однако такое деление условно, неоднозначно. Так, выделение солестойкого раствора по его качеству со временем могло трансформироваться в выделение его как ингибирующего, т. е. обладающего способностью препятствовать размоканию глин.

     По  качеству, по способности сохранять  свои свойства буровые растворы можно разделить на неингибированные (пресные несолестойкие, нетермостойкие и т. д.) и ингибированные (термостойкие, солестойкие, термосолестойкие, устойчивые к обогащению разбуриваемой породой и т. д.).

     По  специфическим функциям, выполняемым  растворами с целью предупреждения осложнений, связанных с их взаимодействием с разбуриваемыми породами, растворы можно разделить на ингибирующие (по отношению к стенке скважины), недиспергирующие и флокулирующие (по отношению к шламу) и др.

     Следует учитывать, что ингибирующий раствор  до достижения инактивности по отношению к породам, слагающим стенки скважин (как, например, для известково-битумного раствора), только уменьшает свое отрицательное влияние на эти породы. Действительно ингибирующими являются растворы, которые модифицируют породы приствольной зоны н не увеличивают их влагонасыщенность.

     В последнее время растворы стали  выделять и по свойствам, 
обеспечивающим более эффективное выполнение какой-либо из программ, связанных с промывкой скважины. Например,  с гидравлической программой связывают малоглинистые (точнее, с оптимальными содержаниями структурообразующего и утяжеляющего компонентов) и безглинистые растворы, а также растворы со специфической реологической характеристикой –   
растворы на основе биополимеров. Естественно, что при использовании системного подхода и ЭВМ для решения оптимизационных  задач процесса промывки скважин такой, хотя и наглядный подход неприемлем. Можно полагать, что наиболее 
целесообразным будет деление растворов по типам в соответствии 
с компонентным составом при условии установления роли каждого из компонентов в формировании их свойств. Так, присутствие солей в растворе явится необходимым условием. В последнее время растворы стали выделять и по свойствам, обеспечивающим более эффективное выполнение какой-либо из программ, связанных с промывкой скважины. Например, с гидравлической программой связывают малоглинистые (точнее, с оптимальными содержаниями структурообразующего и утяжеляющего компонентов) и безглинистые растворы, а также растворы со специфической реологической характеристикой –    
растворы на основе биополимеров. Естественно, что при использовании системного подхода и ЭВМ для решения оптимизационных 
задач процесса промывки скважин такой, хотя и 
наглядный подход неприемлем. Можно полагать, что наиболее 
целесообразным будет деление растворов по типам в соответствии 
с компонентным составом при условии установления 
роли каждого из компонентов в формировании их свойств. Так, 
присутствие солей в растворе явится необходимым условием, 
например, его «ингибированности» к воздействию хемогенных пород и «ингибирующего» действия по отношению к размокаемым глинам. Как следствие, наличие соли должно повлечь за собой необходимость присутствия в растворе солестойкого реагента. Стоимость компонентов и их максимальное количество для реализации любой рецептуры заданного типа позволят решать и оптимизационные задачи.

     В связи с этим предложенные в настоящее  время классификации буровых растворов следует оценивать не по числу типов, а по возможности совершенствования классификации применительно к задачам оптимизированного проектирования и управления процессом промывки скважин. Анализ, однако, показал, что ни одна из них не удовлетворяет задачам технологии промывки скважин и допускает возможность применения в однотипных условиях бурения растворов различных типов.

     Разработанная во ВНИИКРнефти классификационная  таблица является основой выбора для конкретных условий бурения технологически и экономически эффективного бурового раствора и рационального ассортимента материалов для его приготовления.

     Исходя  из литологического строения и физико-химической активности пород при взаимодействии их с буровыми растворами породы подразделены на восемь групп. При этом учтены возможные пределы минерализации и забойные температуры.

     Первая  группа –  песчаники, известняки, доломиты, характеризующиеся устойчивостью при разбуривании. Они не изменяют своих физико-химических свойств под воздействием фильтрата буровых растворов, и, следовательно, не требуется больших затрат на регулирование технологических показателей растворов.

     Вторая  группа — песчаники, известняки, доломиты с пропластками глин, аргиллитов, мергелей, алевролитов, характеризующиеся неустойчивостью вследствие набухания глин и осыпей аргиллитов и алевролитов. Разбуривание их сопровождается осыпями, обвалами, поглощениями растворов, прихватами бурильного инструмента. В этих условиях к буровому раствору предъявляют повышенные требования.

     Третья  группа — глины. Разбуривание глин сопряжено с большими трудностями, так как они могут легко переходить в раствор, увеличивая в нем твердую фазу. Наибольшее влияние оказывает коллоидная составляющая разбуриваемых глин. Буровые растворы для этих условий должны обладать ингиби-рующими (а в лучшем случае и недиспергирующими) свойствами и малой водоотдачей.

     Четвертая группа — аргиллиты, алевролиты, глинистые  известняки. Эти породы, имеющие пластинчатое строение, характеризуются неустойчивостью, склонностью к осыпям и обвалам. Буровые растворы, применяемые при их разбуривании, должны обладать ингибирующими и недиспергирующими свойствами для предупреждения осложнений. Водоотдача растворов должна быть минимальной, так как возможны осыпи пород по границам напластования.

     Пятая группа — каменная соль. Буровой  раствор должен быть засолен с целью предотвращения растворения соли и образования каверн, что может, в свою очередь, привести к осыпям и обвалам вышележащих терригенных пород. Бурение можно вести с промывкой рассолом, если требуемая плотность не превышает 1,2 г/см³.

     Шестая  группа — каменная соль с пропластками бишофита и других солей. Бурить эти породы надо с использованием рассола или глинистого раствора, содержащего соль с большей растворимостью.

     Седьмая группа — каменная соль с пропластками терригенных пород. Для их бурения необходимо использовать соленасыщенные буровые растворы, химическая обработка которых позволяет получить низкие значения водоотдачи.

     Восьмая группа — каменная соль с пропластками бишофита и терригенных пород. Бурить их надо с промывкой обработанными химическими реагентами растворами с небольшой водоотдачей, засоленными хлористым магнием (или другой солью).

     В соответствии с геологическими условиями  выбирают типы буровых растворов.

     Устойчивые  разрезы можно бурить с промывкой водными растворами ПАВ, глинистыми растворами, обработанными УЩР (до 2 %) и содой (до 0,5 %).

     При наличии в разрезах незначительных пропластков набухающих глин УЩР должен быть заменен КССБ (до 1 %), окзилом, ФХЛС (до 1,5 %) или УЩР в сочетании с ПФЛХ (до 0,5%), нитролигнином (до 0,5 %) и др.

     При температурах выше 120 °С для предупреждения загустевания должны быть использованы добавки хроматов (до 0,1 %). Регулировать водоотдачу при этих температурах можно добавлением акриловых полимеров (гипан, метас, М-14 и др.) до 0,5 %.

     В карбонатно-глинистых разрезах рекомендуется  использовать гуматно-кальциевые растворы.

     Неустойчивые, набухающие глинистые  породы, склонные к осыпям и обвалам, при температурах до 120 °С следует бурить с промывкой или известковыми растворами следующего состава: до 5 % УЩР; до 3 % ССБ; до 0,1 % хроматов, или хлоркальциевыми растворами, стабилизированными КССБ – 1,5-2 %, СаСl₂–0,5-2 %, Са(ОН)₂ – до 0,5 %.

     При температурах до 160°С используются гипсовые растворы: окзил или ФХЛС–1,0-1,5 %, алебастр–1-2 %.

       Исследование (при температуре 22 °С и давлении от 0 до 50 МП а и при давлении 10 МПа и температурах от 22 до 150 °С) набухания огланлинского бентонита как модели породы в фильтратах различных растворов позволило условно разделить ингибированные системы по эффективности их

     влияния на устойчивость глинистых пород  на пять категорий:

     I — высокоэффективные;

     II — эффективные;

     III — среднеэффективные;

     IV—малоэффективные;

     V — неэффективные.

     Каждой  категории эффективности соответствует  группа устойчивости: I категории эффективности растворов соответствует V группа максимально устойчивых пород; V — категории эффективности буровых растворов соответствует I группа устойчивости пород (неустойчивых).

     При нормальных условиях большинство из исследуемых ингибированных растворов относится в основном ко II группе и в порядке увеличения их влияния на снижение устойчивости могут быть расположены в ряд: крахмально-малосиликатный раствор (КМСР), хромат-малосиликатный раствор (ХМСР), гипан-малосиликатный (гипан-МСР), высококальциевый раствор (ВКР), гуматно-малосиликатный раствор (ГМСР), гипсовый, известковый, бариевый.

     Наиболее  высокую группу устойчивости глин (V) обеспечивают в порядке уменьшения степени эффективности следующие системы: гидролизованный полиакриламид-малоспликатный (ГПАА-МСР), малосиликатносолевой раствор (МССР), КССБ-малосиликатный (КССБ-МСР), малосиликатный (МСР). При увеличении давления крепящая способность растворов в основном не изменяется.

     На  устойчивость глинистых пород наибольшее влияние оказывает температура. Категория растворов при их нагреве может меняться. По данным авторов, наибольшую устойчивость при высоких температуре и давлении обеспечивает система МССР, что подтверждено практикой бурения СГ-1 Аралсор

     В зарубежной практике также признают необходимость контроля активности сланцевых глин в буровых растворах. При идеальной ситуации, если активность пород уравновешивается активностью раствора, то устойчивость сланцев будет такой же, как при бурении с промывкой нефтяными растворами. Однако считают, что оценить это свойство достаточно сложно даже в лабораторных условиях. Обычно об эффективности бурового раствора судят по времени, необходимому для разрушения образца и по величине его эрозии.

     При испытании буровых растворов  на лабораторных моделях используется метод оценки стабильности образцов сланцев по индексу устойчивости. Индекс устойчивости сланцев (ИУС) «Shale Stability Index (SSI)» — это показатель, отражающий изменение поверхности образцов сланцев до и после выдержки их в исследуемых жидкостях. Состояние поверхности образцов оценивается по показаниям специального прибора — пенетрометра.

     Исследование  влияния содержания основных компонентов  различных растворов было проведено на спрессованных образцах сланцев «глен-роуз», состоящих из монтмориллонита, галита, каолинита, кварца и карбоната кальция. Эти сланцы наиболее часто используются в исследованиях специалистов США как стандартные образцы.

     Для первоначального образца, не подвергнутого воздействию раствора, произвольно принимается ИУС-100. Рассчитано, что только при промывке раствором на нефтяной основе, содержащим хлорид кальция, достигается полная стабильность сланцев (ИУС-100). Наибольшая стабильность наблюдается при использовании калиевых растворов (ИУС-93), наименьшая— феррохромлигносульфонатных растворов на основе пресной воды (ИУС-53). 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

     Современные типы и рецептуры  буровых растворов 

     Наряду  с классификацией пород и типов буровых растворов, а также разработкой методов исследования их взаимодействия с целью оценки уровня ингибирования глинистых пород другими важнейшими условиями повышения технико-экономических показателей бурения являются совершенствование и создание новых типов и рецептур буровых растворов.

     Характерной тенденцией при разработке любых  рецептур буровых растворов в мировой практике является стремление к уменьшению содержания в них твердой фазы, в частности к использованию малоглинистых и безглинистых буровых растворов. В настоящее время в США около 25 % скважин бурят с промывкой растворами с низким содержанием твердой фазы (от 2,0—4,0 до 0,5—1,0% бентонита). В связи с этим во многих случаях время бурения сократилось на 25—30%, а расход на химическую обработку — на 50%. Следует отметить, что такой переход оказался возможным лишь при наличии действенных технических средств для предупреждения проявлений, а также средств очистки и флокулянтов селективного действия, повышающих эффективность этих устройств.

     Уменьшения  содержания твердой фазы в буровом  растворе можно достичь путем:

• повышения эффективности единицы массы бентонита в растворе или замены части его полимером;
• направленного флокулирования частиц выбуренной породы, исключая бентонит, с целью лучшего их извлечения в очистных устройствах;
• создания систем, в которых основным структуро- и коркообразующим компонентом является не бентонит, а более устойчивая к минерализации среды и нагреву дисперсная фаза (например, конденсированная фаза гидрогелей);
• исключения нарушения целостности стенок скважины за счет гидратации и перехода в раствор глинистых сланцев, а также растворения солей;
• постоянного контроля количества и соотношения трех компонентов твердой фазы (бентонита, выбуренной не бентонитовой породы, утяжелителя) с целью поддержания заданной плотности, а также требуемых структурно-реологических и фильтрационных параметров при минимально необходимых концентрациях твердой фазы и реагентов.

     Уменьшение  концентрации твердой фазы, использование флокулянтов вызывают определенные трудности в управлении структурно-реологическими свойствами, особенно водоотдачей, что обусловливает необходимость введения специальных реагентов, например биополимеров.

     Понятие «малоглинистый раствор» в настоящее время стали распространять и на утяжеленные растворы, если при их использовании решаются задачи, связанные с выполнением гидравлической программы промывки скважины. Естественно, что повышение плотности буровых растворов не позволяет прямо относить их к системам с небольшим содержанием твердой фазы. В этих случаях улучшения технико-экономических показателей следует добиваться достижением оптимального соотношения в растворе структурообразователя, утяжелителя и выбуренной породы при увеличении доли жидкого компонента системы. Это является основой совершенствования существующих рецептур буровых растворов, при создании которых еще не ставилось главное условие — обеспечение минимального содержания твердой фазы в системе.

     В зависимости от назначения растворов с малым содержанием твердой фазы, от их плотности, типа используемого материала, характера основной специфической функции, выполняемой по отношению к выбуренной породе (флокуляция) или неустойчивым породам стенок скважин (предупреждение гидратации сланиев, осмотических перетоков, растворения солей), такие системы удобно разделить на:

1. рассолы (бесструктурные; не образующие фильтрационных корок);
2. малоглинистые и полимерминеральные (пресные, с заданным уровнем термо- и солестойкости, эмульсионные, утяжеленные);
3. малоглинистые ингибирующие и недиспергирующие (полимерминеральные, эмульсионные, утяжеленные, с заданными уровнями термостойкости, упрочнения и кольматации стенок скважины, осмотической активности);
4. безглинистые — гидрогели с органической и неглинистой твердой фазой (эмульсионные, утяжеленные, с заданными уровнями термостойкости, упрочнения и кольматации стенок скважины, осмотической активности).

     Рассмотрим  перспективные буровые растворы, использование которых позволяет повысить технико-экономические показатели технологии промывки скважин.

     Малоглинистые буровые растворы.С 60-х годов в США впервые началось использование малоглинистых буровых растворов. Для их создания вначале применяли бентонит и КМЦ (с целью частичной замены глины) в соотношении 20:1 (по массе). Использование таких систем на месторождении Кийстоун показало их преимущество по сравнению не только с обычными глинистыми, но и с эмульсионными растворами.

     В отечественной практике также накоплен большой опыт успешного применения малоглинистых растворов. Можно, однако, полагать, что их эффективность была бы выше, если бы в качестве глинистой фазы использовались высококачественные бентониты (например, вайомингский), а не обычные глинопорошки или даже разбуриваемые породы. Система очистки также не позволяла поддерживать концентрацию твердой фазы на минимальном уровне.

     Ингибирующие  и недиспергирующие буровые растворы. В отличие от предыдущего типа растворов, для которых основным требованием было сохранение их технологических свойств в условиях высоких температур и минерализации, ин-гибирующие и недиспергирующие системы используют для активного воздействия на шлам и стенки скважины. Следует отметить, что резкой границы между соленасыщенными малоглинистыми и, например, ингибирующими растворами нет. Соленасыщенный раствор по отношению к пресноводному также замедляет гидратацию сланцев. Однако использование ингибирующих систем в первую очередь предусматривает обеспечение устойчивости стенок скважин. Именно этот показатель при удовлетворении всех других требований позволяет сопоставлять и оценивать растворы этого типа.

     Важнейшими  показателями качества ингибирующих растворов являются минерализация (состав солей и их концентрация) дисперсионной среды и фильтрационные характеристики. Чем ближе по составу дисперсионная среда пластовой жидкости, тем выше может быть водоотдача и наоборот (с учетом перепада давления, обусловленного плотностью раствора). 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

БУРОВЫЕ РАСТВОРЫ ДЛЯ БУРЕНИЯ  ГЛУБОКИХ СКВАЖИН

БУРОВЫЕ РАСТВОРЫ С НИЗКИМ СОДЕРЖАНИЕМ ТВЕРДОЙ  ФАЗЫ 

Применение  технической и морской воды в  качестве бурового раствора связано  в этом случае с наличием благоприятных  для процесса бурения свойств. В  результате использования технической  и морской воды вместо глинистого раствора проходка на долото повышается на 15-20%, а механическая скорость проходки – на 25-40%.

В связи  с ростом глубин бурения забойные температуры и давления достигли больших величин и в значительной степени стали влиять на качество буровых систем. Высокие температуры и давления приводят к повышению водоотдачи и снижению вязкости бурового раствора, при этом предельное статическое напряжение сдвига, как правило, повышается. Однако иногда с ростом температуры СНС может снижаться.