Назначение промывочных жидкостей и их классификация
При вращательном бурении с непрерывной замкнутой циркуляцией промывочные жидкости выполняют свою основную и наиболее важную функцию: очистку забоя от выбуренной породы и вынос се на поверхность.
В ранний период развития технологии вращательного бурения в качестве промывочной жидкости применяли воду. Вода в процессе бурения загрязнялась, в нее переходили частицы выбуренной породы и особенно глинистые частицы, обладающие способностью диспергироваться до размеров, приближающихся к коллоидным и образовывать стабильные системы. Опыт бурения показал, что такие глинистые суспензии, названные глинистыми растворами, во многих случаях способствовали улучшению условий бурения, сокращению числа обвалов, поглощений, выбросов. Глинистые растворы получили широкое распространение, и долгое время использование других промывочных жидкостей, особенно воды, считалось недопустимым. Однако опыт новаторов-нефтяников Урало-Поволжья показал, что при бурении в карбонатных породах использование воды более выгодно как технологически, так и экономически. В последние годы в качестве промывочных жидкостей стали применять растворы на нефтяной основе и гидрофобные эмульсии, содержащие в качестве дисперсионной среды углеводородные жидкости (нефть, соляровое масло), а в качестве дисперсной фазы — битум.
Необходимость создания и применения разнообразных по составу и свойствам промывочных жидкостей объясняется разнообразием условий бурения. Промывочные жидкости обладают определенными физическими и химическими свойствами, что обусловливает их огромное влияние на весь технологический процесс проводки скважин. Без всякого преувеличения можно сказать, что наиболее. важным мероприятием, определяющим успех проводки скважины и стоимость бурения, является правильный выбор типа промывочной жидкости и ее состава.
Рассмотрим значение наиболее важных физических и химических свойств промывочной жидкости, а также некоторых процессов, влияющих на условия бурения.
Удельный вес. Удельный вес определяет гидростатическое давление па забой и стенки скважины, которое создает столб промывочной жидкости. Это давление в любой точке скважины определяется из уравнения
где у — удельный вес промывочной жидкости в гс/см3; H — расстояние от уровня жидкости в скважине до рассматриваемой точки по вертикали в м.
Гидростатическое давление столба промывочной жидкости оказывает два взаимно противоположных влияния на процесс бурения. Положительное влияние гидростатическое давление столба промывочной жидкости заключается в создании давления на стенки скважины и особенно на проницаемые пласты, содержащие жидкости или газы с большим пластовым давлением (рпл).
Пока бурение еще не окончено, необходимо, чтобы пластовые жидкости или газы не могли двигаться из пласта на скважину, что достигается выполнением условия
Отрицательное влияние гидростатического давления заключается в том, что столб промывочной жидкости повышает прочность горных пород па забое в результате повышения вертикальной составляющей всестороннего сжатия, т. е. способствует снижению скорости бурения. С увеличением гидростатического давления возрастает опасность гидравлического разрыва пластов и поглощения промывочной жидкости.
Фильтрация. В соответствии с условием (5) давление столба промывочной жидкости в большинстве случаев должно быть больше пластового. Под действием перепада давления Ар = ргс—рпл происходит фильтрация жидкости в поры проницаемых пластов. Размеры пор невелики, они быстро засоряются твердыми частичками, содержащимися в промывочной жидкости, на проницаемой части стенок скважины образуется фильтрационная корка, замедляющая скорость фильтрации и препятствующая дальнейшему проникновению твердых частиц в проницаемые пласты.
Положительная роль фильтрационной корки заключается в уменьшении количества жидкости, отфильтровывающейся в пласты, отрицательная — в уменьшении диаметра скважины.
Вязкость. Промывочная жидкость осуществляет замкнутую циркуляцию в системе, протяженность которой может достигать 10—15 тыс. м. Для непрерывного перемещения большого количества жидкости по длинному и узкому пути необходимо затрачивать много энергии, расход которой зависит от вязкости промывочной жидкости. Вязкость оказывает и положительное действие. Силы внутреннего трения в жидкости и сцепления между частицами дисперсной фазы удерживают во взвешенном состоянии частицы выбуренной породы, а также тонкоразмолотые водонерастворимые тяжелые порошки (утяжелители), применяемые для повышения удельного веса промывочных жидкостей. Во многих случаях не требуется повышение удельного веса промывочной жидкости, а современные скорости подъема струи в затрубим пространстве обеспечивают вынос выбуренной породы даже при весьма низкой вязкости.
Тиксотропия. Положительная роль тиксотропии заключается в улучшении удерживающей способности промывочной жидкости. Высокотиксотропные промывочные жидкости, попадая в трещины поглощающих горизонтов, застудневают в них и способствуют ликвидации поглощения. В то же время тиксотропия создает затруднения при пуске насосов и вероятность гидравлического разрыва пласта в процессе бурения.
Теплоемкость и теплоотдача. Промывочные жидкости, как и любые жидкости, обладают способностью получать и отдавать тепло. Эта способность промывочных жидкостей используется естественным путем для охлаждения долот и забойных двигателей. Кроме того, промывочная жидкость по пути к забою нагревается, отбирая тепло у стенок скважины. В верхних, более холодных участках жидкость отдает тепло стенкам скважины. Охлаждается промывочная жидкость и па поверхности при движении по очистной системе.
Растворение. Промывочные жидкости являются растворителями. Большинство промывочных жидкостей способно растворять цементирующие вещества, связывающие частицы горных пород, и даже водорастворимые горные породы, слагающие стенки скважины, что является причиной образования каверн, обвалов и осыпей и часто приводит к серьезным осложнениям при бурении и даже к ликвидации скважины.
Щелочность. Путем регулирования щелочности можно изменять реологические и фильтрационные свойства промывочной жидкости. Однако повышение щелочности промывочных жидкостей во многих случаях снижает устойчивость горных пород, слагающих стенки скважины.
Адсорбция. Промывочные жидкости содержат вещества, которые могут адсорбироваться на стенках скважины, частицах выбуренной породы и в пористом пространстве продуктивных пластов. Адсорбирующиеся вещества могут оказывать и положительное, и отрицательное действие.
Положительное действие заключается в понижении твердости пород на забое, повышении устойчивости стенок скважины и проницаемости призабойной зоны продуктивных пластов. Отрицательное действие состоит в том, что некоторые поверхностно-активные вещества, наоборот, вызывают закупорку призабойной зоны продуктивных пластов, повышение прочности пород при бурении и снижение устойчивости стенок скважины.
Рассмотрение наиболее важных физических и химических свойств промывочных жидкостей показало, что любое из этих свойств оказывает одновременно и положительное, и отрицательное влияние на успех процесса бурения.
Физические и химические свойства промывочных жидкостей могут самопроизвольно или принудительно изменяться в очень широких пределах, в результате чего промывочные жидкости могут в большей или меньшей степени оказывать следующие воздействия на условия бурения и эксплуатации скважин.
Уменьшать проницаемость продуктивных пластов, создавая вокруг скважины зону пониженной проницаемости.
Понижать устойчивость стенок скважин.
Понижать буримость горных пород.
Оказывать давление на стенки скважин и проницаемые пласты, содержащие жидкости и газы.
Охлаждать долота и забойные двигатели.
Передавать энергию забойным двигателям — турбобуру и вибробуру.
Откладывать на стенках скважин, сложенных проницаемыми породами, фильтрационную корку.
В настоящее время в связи с развитием химии и технологии бурения создана возможность достаточно надежно регулировать физико-химические свойства промывочных жидкостей с таким расчетом, чтобы на разных этапах бурения обеспечивать необходимое воздействие на условия бурения и вскрытие продуктивных пластов.
Наиболее легко и просто регулировать свойства промывочных жидкостей для нормальных условий, т. е. при отсутствии минерализации, высокой температуры и высоких пластовых давлений. В более сложных условиях (высокая минерализация, высокая температура и высокое пластовое давление) регулирование свойств промывочных жидкостей усложняется и, главное, значительно удорожается. Кроме того, серьезные задачи стоят и в области создания и регулирования свойств промывочных жидкостей, способных повышать устойчивость стенок скважины. Все эти разносторонние требования привели к созданию целой серии промывочных жидкостей, обладающих разными свойствами и позволяющих вести бурение в различных геологических условиях.
Одна из первых попыток классифицировать промывочные жидкости, применяемые в России, сделана С.М. Кулиевым и Б.С. Филатовым, которые все применявшиеся в то время промывочные жидкости делят на три группы:
1) промывочные жидкости на водной основе, к ним относятся вода и глинистые растворы;
2) промывочные жидкости на нефтяной основе;
3) газообразные рабочие агенты.
Приведенная классификация характерна для своего времени (1950—1957 гг.). Более поздние классификации, относящиеся к 1964—1967 гг., даны в работах.
Американская ассоциация подрядчиков по бурению и Американский нефтяной институт предлагают классификацию, согласно которой промывочные жидкости разделены на 10 систем:
I) промывочные жидкости на пресной воде с низким pH (от 7 до 8,5); 2) промывочные жидкости на морской воде с низким pH;
3) промывочные жидкости, насыщенные солью с низким pH;
4) гипсовые глинистые растворы с низким pH; 5) известковые растворы с высоким pH (pH более 12); 6) глинистые растворы на пресной воде с высоким pH; 7) промывочные жидкости с низким содержанием твердой фазы (у
Источник
24. Промывка скважин. Виды буровых растворов.
Промывка скважин — одна из самых ответственных операций, выполняемых при бурении. Первоначально назначение промывки ограничивалось очисткой забоя от частичек выбуренной породы и их выносом из скважины, а также охлаждением долота. Однако по мере развития бурового дела функции бурового раствора расширились. Теперь сюда входят:
1) вынос частиц выбуренной породы из скважины;
2) передача энергии турбобуру или винтовому двигателю;
3) предупреждение -поступления в скважину нефти, газа и воды;
4) удержание частичек разбуренной породы во взвешенном состоянии при прекращении циркуляции;
5) охлаждение и смазывание трущихся деталей долота;
6) уменьшение трения бурильных труб о стенки скважины;
7) предотвращение обвалов пород со стенок скважины;
8) уменьшение проницаемости стенок скважины, благодаря кор-кообразованию.
Соответственно буровые растворы должны удовлетворять ряду требований:
1) выполнять возложенные функции;
2) не оказывать вредного влияния на бурильный инструмент и забойные двигатели (коррозия, абразивный износ и т.д.);
3) легко прокачиваться и очищаться от шлама и газа;
4) быть безопасными для обслуживающего персонала и окружающей среды;
5) быть удобными для приготовления и очистки;
6) быть доступными, недорогими, допускать возможность многократного использования
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.
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 м 3 высококачественного глинистого раствора, тогда как из глины среднего качества — 4. 8 м 1 , а из низкосортных глин — менее 3 м’.
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)г 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.
Буровые растворы на углеводородной основепредставляют собой многокомпонентную систему, в которой дисперсионной (несущей) средой является нефть или жидкие нефтепродукты (обычно дизельное топливо), а дисперсной (взвешенной) фазой — окисленный битум, асфальт или специально обработанная глина (гидрофобизи-рованный бентонит).
Буровые растворы на углеводородной основе не оказывают отрицательного влияния на свойства коллекторов нефти и газа, обладают смазывающей способностью: при их использовании уменьшается расход мощности на холостое вращение бурильной колонны в стволе скважины и снижается износ бурильных труб и долот. Однако стоимость приготовления таких буровых растворов довольно высока, они пожароопасны, трудно удаляются с инструмента и оборудования.
Применяют буровые растворы на углеводородной основе для повышения эффективности бурения в породах-коллекторах и сохранения их нефтегазоотдачи на исходном уровне, а также для проводки скважин в сложных условиях при разбуривании мощных пачек набухающих глин и растворимых солей.
У эмульсионных буровых растворов дисперсионной средой является эмульсия типа «вода в нефти», а дисперсной фазой — глина.
Буровой раствор, приготовленный на основе эмульсии типа «вода в нефти», называется обращенным эмульсионным или инверт-ной эмульсией. Жидкая фаза такого раствора на 60. 70 % состоит из нефти или нефтепродуктов, остальное — вода. Однако содержание воды в инвертной эмульсии может быть доведено до 80 % и выше, если в нее ввести специальные эмульгаторы.
Эмульсионные буровые растворы используются при бурении в глинистых отложениях и солевых толщах. Они обладают хорошими смазочными свойствами и способствуют предупреждению прихвата инструмента в скважине.
Сущность бурения с продувкой газом заключается в том, что для очистки забоя, выноса выбуренной породы на дневную поверхность, а также для охлаждения долота используют сжатый воздух, естественный газ или выхлопные газы двигателей внутреннего сгорания. Применение газообразных агентов позволяет получить большой экономический эффект: увеличивается механическая скорость (в 10. 12 раз) и проходка на долото (в 10 раз и более). Благодаря высоким скоростям восходящего потока в затрубном пространстве, ускоряется вынос выбуренных частиц породы. Использование газообразных агентов облегчает проведение гидрогеологических наблюдений в скважинах. Кроме того, увеличивается коэффициент нефтегазоотдачи пласта.
Аэрированные буровые растворыпредставляют собой смеси пузырьков воздуха с промывочными жидкостями (водой, нефтеэмуль-сиями и др.) в соотношении до 30:1. Для повышения стабильности аэрированных растворов в их состав вводят реагенты — поверхностно-активные вещества и пенообразователи.
Аэрированные буровые растворы обладают теми же свойствами, что и жидкости, из которых они приготовлены (для глинистых растворов — образуют глинистую корку, обладают вязкостью и напряжением сдвига, сохраняют естественную проницаемость призабойной зоны пласта при его вскрытии). Вместе с тем, большим преимуществом аэрированных жидкостей является возможность их применения в осложненных условиях бурения, при катастрофических поглощениях промывочных жидкостей, вскрытии продуктивных пластов с низким давлением.
Источник