Состав бурового раствора

Современная технология бурения нефтяных и газовых скважин вращательным способом предполагает обязательное использование специальной жидкости, циркулирующей в системе скважины под определенным давлением, предназначенной для удаления продуктов разрушения породы (шлама), а также обеспечивающей в комплексе эффективность всего процесса бурения. Такие жидкости называют – буровыми растворами (Drilling Muds) или промывочными жидкостями (Drilling Fluids).

Буровые растворы – это комплексные дисперсные системы, состоящие из нескольких основных компонентов и ряда специализированных химических присадок-реагентов. Данные системы могут представлять собой жидкости суспензионного, эмульсионного и аэрированного типов, которые непосредственно используются в целях промывки скважин в процессе буровых работ.

При разработке нефтяных и газовых скважин функцию промывочных жидкостей выполняют буровые растворы, принципиально отличающиеся между собой по составу, а именно:

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

Буровой раствор приготавливается на поверхности путем смешивания требуемых компонентов в заданном соотношении, после чего в готовом виде подается в буровую область колонны. После завершения процесса бурения, буровой раствор может оставаться в буровой колонне, либо откачиваться из нее.

К основным функциям буровых растворов относят:

вынос вырубленной породы из ствола и забоя, а также очищение скважины и забоя с целью предотвращения износа оборудования;
смазка и охлаждение стенок скважины, долот и бурильных труб;
поддержание частиц (выбуренной породы и утяжелителя) во взвешенном состоянии после прекращения процесса циркуляции;
формирование фильтрующей корки на стенках скважины и, соответственно, закрепление неустойчивых отложений;
передача гидравлической энергии на долото и забойный двигатель;
предотвращение обвалов.

Сегодня в процессе бурильных работ чаще всего используют промывочные жидкости на водной, углеводородной и аэрированной основе.

В состав растворов на водной основе входят следующие основные компоненты:

техническая вода;
растворы солей и гидрогеля;
полимерные растворы;
полимерно-глинистые растворы и др.

Углеводородные растворы в качестве основы содержат:

инвертную эмульсию;
известково-битумный раствор.

Следует понимать, что требуемый комплекс свойств бурового раствора того или иного типа можно получить только при условии обеспечения оптимального подбора его составных компонентов. При этом важную роль играют специализированные химические реагенты и присадки для буровых растворов.

Химические реагенты для буровых растворов

Основным способом регулирования технологических свойств буровых растворов (вязкости, величины фильтрации, плотности, статического напряжения сдвига) и, соответственно, продуктивности бурильного процесса является химическая обработка используемых промывочных жидкостей с помощью специализированных присадок – химических реагентов. Также, в процессе проведения бурильных работ часто возникает необходимость обеспечить растворам и ряд дополнительных свойств, а именно:

смазочную способность;
эмульгирующую способность;
уменьшение способности к пенообразованию;
снижение коррозионного воздействия и пр.

Таким образом, чтобы обеспечить буровым растворам многофункциональность наряду с соблюдением условий экономической целесообразности, их обрабатывают рядом химических добавок, которые должны быть не только высокоэффективными в технологическом плане, но и являться доступными и дешевыми.

Рассмотрим основные разновидности химических реагентов для обработки буровых растворов:

Понизители водоотдачи – обеспечивают стабилизацию дисперсной системы, снижают проницаемость фильтрационной корки, а также в зависимости от концентрации могут влиять на реологические свойства промывочных жидкостей. К ним относятся: жидкий или порошкообразный углещелочной реагент (УЩР); торфощелочной реагент (ТЩР); конденсированная сульфитно-спиртовая барда (КССБ); карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ); полиакриламид (ПАА); гипан и его аналоги (К-4, К-9); метас и его модификация – реагент М-14; лакрис-20 и др.
Разжижители (понизители вязкости) – способствуют созданию мощных гидратированных оболочек на частицах твердой фазы, обеспечивая при этом блокировку их активных участков. Большая часть применяемых в бурении реагентов обеспечивает снижение водоотдачи и положительно влияет на качество фильтрационной корки. К ним относятся: окзил; феррохромлигносульфонат (ФХЛС) и др.
Ингибиторы (замедлители) гидратации глин и глинистых пород – подавляют или задерживают гидратацию глин и глинистых пород, а таже повышают вязкость и прочность буровых растворов на структурном уровне для обеспечения минимизации поглощений. К ним относятся: силикат натрия или калия (натриевое или калиевое жидкое стекло); хлористый натрий; хлористый калий; хлористый кальций; минерализатор МИН-1; сернокислый алюминий; сернокислое железо и др.
Регуляторы жесткости – способствуют активизации основных компонентов жидкой фазы буровых растворов. Наиболее часто в качестве регулятора жесткости жидкой фазы используется кальцинированная сода в сухом порошкообразном состоянии или в виде водного (10-15%) раствора.
Регуляторы щелочности – создают требуемую кислотно-щелочную среду, обеспечивающую эффективность действия материалов, применяемых для приготовления буровых растворов. К ним относятся гидроксиды натрия и калия.
Смазывающие реагенты – снижают коэффициент трения бурильного инструмента о горные породы; уменьшают крутящий момент, передаваемый на бурильную колонну; увеличивают стойкость породоразрушающего инструмента; снижают вероятность прихватов. К ним относятся: реагент СМАД-1; сульфонол и др.
Эмульгаторы – способствуют образованию эмульсионных растворов с антивибрационными свойствами, применяются, как правило, для буровых растворов на углеводородной основе. К ним относятся: эмульгирующая кожевенная паста (ЭКП); добавка ЭКГ; омыленная смесь гудронов (ОСГ) и др.
Термостабилизаторы – повышают эффективность защитных реагентов в условиях повышенной забойной температуры (выше 100°С) при сохранении требуемой подвижности буровых растворов. Для этих целей применяют хроматы и бихроматы щелочных металлов.
Пенообразователи – это специальные поверхностно-активные вещества, применяемые для получения аэрированных буровых растворов и пен, повышающие механическую скорость бурения и стойкость бурильного инструмента (коронок и долот) за счет снижения коэффициента трения. К ним относятся: Смачиватель ОП-10; смачиватель «Прогресс» и др.
Пеногасители – ограничивают процесс пенообразования буровых растворов при их обработке пенообразующими присадками и физико-химическом взаимодействии с различными солями или же при насыщении раствора газом при разбуривании газовых и газоводонефтяных горизонтов. К ним относятся: соапсток и ПВ- 1.
Ингибиторы коррозии бурильных труб – способствуют подавлению коррозионных процессов, приводящих к разрушению стальных и легкосплавных бурильных труб (ДС, сланцевые фенолы).
Утяжелители – обеспечивают повышение плотности буровых растворов с целью регулирования гидростатического давления в скважине с учетом показателя внутрипластового давления вскрываемых нефтегазовых и водоносных горизонтов, а также порового давления глинистых пород. Наиболее часто в качестве утяжелителя используется баритовый концентрат.

Регенерация бурового раствора

Наивысшая технико-экономическая эффективность буровых работ достигается при условии обеспечения циркуляционной работы бурового раствора одного и того же состава, что неизбежно влечет за собой необходимость его эффективной очистки на выходе из скважины от частиц выбуренной породы, т.е. шлама.

В зависимости от требований, предъявляемых к очистке, система регенерации бурового раствора может включать несколько стадий очистки. Штатная технология очистки бурового раствора от шлама предусматривает три стадии очистки:

Первая стадия – грубая очистка бурового раствора, поступающего из скважины, при помощи вибросит и отстойников (удаляются крупные куски породы, камни, песок);
Вторая стадия – осветлённый буровой раствор из отстойника подаётся шламовым насосом в дегазатор, после чего поступает в пескоотделитель, в котором происходит очистка от мелких трудно осаждающихся частиц породы;
Третья стадия – выделение из раствора совсем мелких частиц породы (до 0,025 мм) в илоотделителе.

Очищенный таким образом раствор поступает в приёмные ёмкости или смеситель для освежения требуемыми реагентами, после чего направляется в сборник готового раствора, из которого буровыми насосами снова закачивается в скважину.