Разновидности буровых растворов для нефтяных скважин
С целью достижения наиболее выгодного сочетания всех основных технико-экономических показателей процесса бурения нефтяных скважин, вопросу проектирования и реализации оптимального технологического процесса промывки скважин с помощью буровых растворов (промывочных жидкостей) следует уделять первоочередное внимание.
Важнейшей функцией промывки принято считать содействие бурового раствора разрушению забоя скважины в процессе выполнения основной работы бурильным инструментом (долотом). Особенно актуальным становится действие бурового раствора при бурении рыхлых пород, когда их эффективный размыв в зоне бурения обеспечивается за счет гидромониторного эффекта высокоскоростной струи промывочной жидкости, подаваемой через насадки долота под определенным давлением.
Другой немаловажной функцией промывки скважин с помощью бурового раствора является обеспечение очистки забоя от частиц выбуренной долотом породы и, соответственно, вынос шлама за пределы скважины. В процессе буровых работ существует четкая закономерность: чем быстрее удаляются потоком промывочной жидкости фрагменты породы с забоя, тем эффективнее и производительнее работает долото. Таким образом, становится понятным, что требование удалять буровой шлам из забоя является обязательным, поскольку в противном случае становится невозможным обеспечить углубление ствола разрабатываемой скважины.
В зависимости от целесообразности и эффективности применения буровые растворы следует расположить в следующий ряд:
- аэрированная вода;
- буровые растворы на водной основе;
- буровые растворы на углеводородной основе.
Следует понимать, что в условиях реальных бурильных работ основным критерием выбора того или иного типа бурового раствора является не обеспечение оптимальных условий работы бурильного инструмента, а предупреждение осложнений и недопущение аварийных ситуаций в процессе бурения.
К числу общих требований, предъявляемых к буровым растворам всех типов, прежде всего, с целью обеспечения высоких скоростей бурения скважин относится следующее:
- жидкостная основа растворов должна иметь невысокую вязкость и должна обладать умеренным поверхностным натяжением на границе раздела с горными породами;
- концентрация глинистой составляющей в твердой фазе растворов должна быть минимально возможной, тогда как средневзвешенный по объему показатель плотности твердой фазы должен стремиться к максимальному значению;
- буровые растворы должны обладать эффектом устойчивости к процессам диспергации под воздействием изменяющихся термодинамических условий в скважинах и иметь стабильные показатели;
- буровые растворы не должны химически взаимодействовать с разбуриваемыми породами, а также не должны вызывать их диспергирование и набухание;
- растворы для бурения по своему составу не должны быть многокомпонентными системами, при этом используемые для регулирования их физико-механических свойств реагенты, наполнители и присадки должны обеспечивать направленное изменение каждого технологического показателя и не оказывать влияние на изменение других показателей;
- смазочные добавки в составе буровых растворов должны содержаться в количестве не менее 10%.
Назначение буровых растворов, применяемых при разработке нефтяных скважин:
- содействие облегчению разрушения призабойной зоны пласта;
- очистка забоя от выбуренной породы (бурового шлама);
- удержание частиц бурового шлама во взвешенном состоянии в объеме бурового раствора при остановке системы циркуляции раствора;
- обеспечение противодавления на пласт;
- обеспечение подачи гидравлической мощности к забойным двигателям;
- обеспечение охлаждения долота;
- оказание физико-химического воздействия на стенки скважины с целью предупреждения их разрушения;
- содействие образованию глинистой корки на стенках скважины;
- обеспечение проницаемости продуктивных пластов при их вскрытии.
Классификация буровых растворов
В основе современной классификации промывочных жидкостей лежат составы дисперсионной среды и дисперсной фазы.
Буровые растворы на водной основе (пресной или минерализованной). Если основной компонент дисперсной фазы представлен глинистыми веществами, то такие буровые растворы называются глинистыми. Глинистые растворы в свою очередь подразделяются на естественные и искусственные:
- а) необработанные химическими реагентами;
- б) обработанные химическими реагентами:
- без дополнительных компонентов дисперсной фазы;
- утяжеленные;
- эмульсионные.
Когда основной компонент дисперсной фазы представлен карбонатными или сульфатными соединениями, то такие растворы называются – естественными водными растворами. К ним относятся:
- а) естественные карбонатные растворы:
- грубые водные суспензии (свободно дисперсные);
- обработанные химическими реагентами;
- б) естественные сульфатные растворы:
- грубые водные суспензии;
- обработанные химическими реагентами.
Когда основной компонент дисперсной фазы образован путем конденсации из растворов солей, то такие буровые растворы называются – с конденсированной твердой фазой.
Буровые растворы на водной основе, кроме вышеперечисленных видов, также могут быть аэрированными.
Буровые растворы на неводной основе. Основным компонентом дисперсной фазы таких растворов выступают продукты переработки нефти, например, битум и асфальтоподобные вещества. Такие промывочные жидкости называются буровыми растворами на нефтяной основе или обращенными эмульсионными растворами. Также в роли нефтяной основой могут выступать нефть и дизельное топливо.
Рабочие агенты с газообразной дисперсионной средой. К ним относятся дисперсные системы на основе:
- а) естественного (природного) газа;
- б) воздуха (от компрессоров);
- в) выхлопного газа (от двигателей внутреннего сгорания).
Естественные глинистые промывочные жидкости образуются в скважине при разбуривании глинистых отложений с промывкой забоя водой. Также естественные водные суспензии получаются в скважине в процессе бурения карбонатных или сульфатных пород (известняка, доломита, ангидрита, гипса и др. пород) при аналогичном условии водной промывки зоны бурения. Что касается искусственных глинистых растворов, то их приготавливают из бентонитовых глинопорошков или комовой бентонитовой глины по специальному технологическому процессу.
Методы, направленные на получение более качественных буровых растворов
Чтобы получить более высокие показатели технологических и физико-механических свойств буровых растворов, можно воспользоваться следующими рекомендациями:
- использовать наилучшие сорта глин с наивысшими марочными показателями;
- варьировать относительное содержание и состав дисперсной фазы и дисперсионной среды;
- производить обработку растворов химическими реагентами и специальными добавками.
На практике не всегда могут быть в наличие лучшие сорта глины. С ростом содержания глинистой составляющей быстро возрастает вязкость раствора, за счет чего он утрачивает способность к легкому перекачиванию в системе циркуляции промывочной жидкости. Разбавление раствора водой приводит к увеличению водоотдачи. Поэтому регулирование свойств этим методом имеет существенные ограничения.
Наиболее широкое применение на практике получили методы регулирования качества растворов, связанные с их обработкой химическими реагентами и специальными добавками. Механизм влияния химических реагентов на свойства растворов основан на физико-химическом взаимодействии таких добавок с частицами дисперсной фазы. При химической обработке эффективно решаются, главным образом, три технологические задачи:
- стабилизация раствора;
- регулирование свойств раствора, зависящих от степени его стабилизации;
- восстановление и упрочнение структуры бурового раствора.