буровым раствором или промывочной жидкостью (Drilling mud, drilling fluid). это наука о специфических свойствах этих многокомпонентных гетерогенных полидисперсных систем и о протекающих в них процессах.
Влияние водоотдачи бурового раствора на процессы бурения
Основные параметры буровых растворов. Что характеризует параметр бурового раствора водоотдача. 25. Промывка скважин. Буровой раствор готовится в смесителе (гидроворонке) где техническая вода смешивается с глинопорошком и полимерами в необходимых количествах. Значение водоотдачи в бурении. Высокая водоотдача бурового раствора позволяет обеспечить эффективное удаление порошков и отходов из скважины. объем фильтрата, отделившегося от бурового раствора за 30 мин при пропускании.
Буровые растворы. Классификация, параметры, свойства
Вредными примесями в глинах, ухудшающими стабильность глинистых растворов, являются гипс, растворимые соли, известняк. Согласно техническим условиям ТУ У 39-688-81 основным показателем качества глинистого сырья и глинопорошков, предназначенных для приготовления буровых растворов, является выход раствора — количество кубометров раствора взвеси заданной вязкости, получаемого из 1 т глинистого сырья. Кроме того, регламентируются плотность раствора и содержание песка. Обращение бурового раствора в скважине Большинство буровых растворов при буровых операциях рециркулирует по следующему циклу: Буровой раствор замешивается и хранится в специальных ёмкостях. Буровой насос перекачивает буровой раствор из ёмкости через колонну бурильных труб в скважину. Буровой раствор по трубам доходит до забоя скважины, где буровое долото разбивает породу. Затем буровой раствор начинает возвращаться на поверхность, вынося при этом частицы породы шлам , которые были отделены долотом. Буровой раствор поднимается по затрубу — пространству между стенками скважины и бурильной трубой. На поверхности буровой раствор проходит через линию возврата — трубу, которая ведёт к вибрационному ситу. Сито состоит из ряда вибрирующих металлических решеток, которые используются для отделения раствора от шлама. Раствор протекает через решетку и возвращается в отстойник.
Как правило, при бурении используются составы на основе воды и углеводородных частиц раствор битума и известняка, эмульсии инвертного типа. Для бурения в отложениях хемогенного вида обычно используется приготовление буровых растворов на основе соленасыщенных глинистых элементов, гидрогелей, при высоком риске обвалов применяют растворы-ингибиторы, а в случае повышенной температуры создаются термостойкие составы на глинистой основе. Если же разработка осуществляется на месторождениях с повышенными показателями давления, то необходимо использовать растворы утяжеленного типа. Свойства буровых растворов Продуктивность работы с использованием раствора зависит от качества последнего. Особенно важными являются такие свойства, как плотность, водоотдача, вязкость, напряжение сдвига. Плотность измеряется при помощи ареометра, ее показатель варьируется в пределах 1000-2500 кг на кубометр, а вязкость условного типа определяется временем, за которое раствор в определенном объеме протекает из классической воронки. Существует также эффективная вязкость, которую измеряют вискозиметром, и она отображает соотношение напряжений в общем потоке и скоростного градиента.
Что касается напряжения сдвига, то его также измеряют вискозиметром; стандартное значение колеблется в пределах 0-20 Па. Для измерения водоотдачи нужно знать объем фильтрата, который выделяется через очистное оборудование при перепаде давления за полчаса на 100 и более кПа. Чтобы обеспечить максимальную продуктивность бурения, свойства растворов контролируют посредством ввода специальных реагентов и материалов для улучшения качества. Так, при необходимости уменьшения водоотдачи буровой раствор могут обработать реагентами на углещелочной основе, сульфитно-спиртовым составом, целлюлозными добавками, крахмалом модифицированного типа. Реологические качества достигаются посредством ввода в буровые растворы понизителей вязкости: к ним относится, например, нитролигнин, полифенолы, фосфат и другие вещества. Предотвращение проявлений воды, нефти и газа при повышенном давлении осуществляется посредством увеличения плотности состава: для этого в раствор вводят утяжелитель бармит, мел, гематит. В состав также может быть добавлен пенообразователь или произведено аэрирование.
Антифрикционные качества растворов улучшаются посредством добавления смазок графит, нефть, гудрон и пр.
При вращении наружного цилиндра крутящий момент передается жидкости в зазоре. Скорость вращательного движения концентрических слоев жидкости в зазоре уменьшается в направлении от вращающегося цилиндра к измерительному. Между слоями жидкости возникают касательные напряжения, величина которых зависит от пластической вязкости и динамического напряжения сдвига. Чем больше эти величины, тем больше касательные напряжения в жидкости, тем больше крутящий момент, передаваемый измерительному цилиндру, и тем больше угол поворота этого цилиндра. Используя различные скорости вращения наружного цилиндра то есть, изменяя скорость сдвига измеряют угол поворота измерительного цилиндра, пропорциональный величине касательного напряжения в жидкости. Полученные данные позволяют вычислить значения пластической вязкости и динамическое напряжение сдвига испытуемой жидкости. Принципиальная схема ротационного вискозиметра. Вискозиметр ВСН-3. Определение вязкости и динамического напряжения сдвига с помощью ротационного вискозиметра ВСН-3: 1.
Установить выключатель 6 рис. Присоединить гибкие штанги термостата к штуцерам 9 стакана. Включить вискозиметр в сеть переменного тока 220 вольт. Проверить совпадение нулевого деления шкалы 4 с вертикальной риской смотрового окна. При несовпадении «нуля» с риской снять винт-головку 5 и установить нулевое деление против риски. В стакан 3 налить до риски исследуемый раствор и установить стакан на подъемный столик 8. Поднять столик до упора и зафиксировать его в верхнем положении поворотом вправо. Включить насос термостата для циркуляции термостатирующей жидкости через рубашку стакана вискозиметра. Включить двигатель вискозиметра поворотом выключателя 6 в положении «вкл». Выключить электродвигатель вискозиметра, поставив выключатель 6 в положение «откл».
Выключить электродвигатель, поставив выключатель 6 в положение «вкл». Выключить двигатель, опустить подъемный столик, выключить насос термостата, отсоединить гибкие шланги от стакана с испытуемым раствором.
В частности, в нее вводят компоненты, придающие ей крепящие свойства.
Кроме того, ряд промывочных жидкостей содержит твердую фазу, которая, отлагаясь при фильтрации в порах и тонких трещинах, образует малопроницаемую для жидкой фазы корку. Такая корка, обладая определенной механической прочностью, связывает слабосцементированные частицы горных пород, замедляет или полностью останавливает процесс дальнейшего распространения смоченной зоны вокруг ствола скважины. Сохранению устойчивости стенок скважины способствует гидростатическое давление промывочной жидкости.
Однако с его ростом увеличивается интенсивность проникновения промывочной жидкости в горные породы, падает механическая скорость бурения. В этих условиях еще более повышается изолирующая и закрепляющая роль фильтрационной корки. Большее значение гидростатическое давление промывочной жидкости приобретает при бурении трещиноватых пород, а также пород и минералов, обладающих свойством медленно выдавливаться в скважину под действием горного давления например, соли: галит, карналлит и др.
Создание достаточно высокого гидростатического давления позволит сохранить устойчивость стенок скважины в таких условиях. Промывочная жидкость давит на стенки скважины. Жидкости или газ, находящиеся в пласте, также давят на стенки скважины, но со стороны пласта.
Поскольку жидкости соприкасаются друг с другом через каналы фильтрации, пронизывающие стенки скважины, пласт и скважина представляют собой сообщающиеся сосуды. Если в процессе бурения давление в скважине больше пластового, будет наблюдаться уход промывочной жидкости в пласт — поглощение. Это приводит к возникновению различного рода осложнениям в процессе бурения: — снижается уровень жидкости в скважине, что может вызвать обвалы стенок, — теряется дорогостоящая промывочная жидкость; — осложняется контроль за процессом промывки; — загрязняются подземные воды.
Если пластовое давление больше гидростатического давления промывочной жидкости, возникает водопроявление — жидкость из скважины поступает на поверхность. Это также приводит к нежелательным последствиям: загрязняется прилегающая к скважине территория, резко ухудшается качество промывочной жидкости, что вызывает обрушение или пучение стенок скважин. В процессе бурения давление жидкости в скважине изменяется: к гидростатическому добавляется давление, величина которого зависит от выполняемых в скважине технологических операций.
Поэтому возможны условия, когда при бурении поглощение периодически перемежается с водопроявлением, что также отрицательно сказывается на функциях промывочной жидкости. Обеспечение равенства давлений в системе пласт — скважина в процессе бурения позволит избежать нежелательных осложнений при вскрытии проницаемых горных пород. Сохранение проницаемости продуктивных горизонтов Эта функция промывочной жидкости важна при бурении скважин на жидкие и газообразные полезные ископаемые.
В таких скважинах обязательно проводятся исследования по оценке запасов и возможных дебитов скважин. Часть скважин может впоследствии использоваться в качестве эксплуатационных. Так как в процессе фильтрации промывочных жидкостей на поверхности горных пород и в устьевых частях пор и трещин откладывается корка из частиц твердой фазы, продуктивность пласта в прискважинной зоне уменьшается.
Это приводит к снижению дебита скважин, искажению подсчетов запасов, неправильной оценке проницаемости горных пород. Причем уменьшение проницаемости прискважинной зоны может оказаться необратимым. Во избежание отрицательного воздействия жидкости на продуктивный пласт корка должна легко разрушаться, а твердые частицы вымываться из каналов фильтрации.
Кроме того, снижение проницаемости призабойной зоны продуктивного пласта возможно вследствие действия фильтрата бурового раствора на глинистый цемент пород коллекторов. Такие условия наиболее характерны для условий работы ЮКОС. Для предотвращения возможных осложнений необходимо использовать промывочную жидкость не отфильтровывающую дисперсионную среду в горные породы слагающие стенки скважины Это достигается подбором вида твердой фазы промывочной жидкости и введением специальных компонентов.
Перенос энергии от насосов к забойным механизмам Для эффективной работы забойных механизмов турбобуров, гидроударников, винтовых двигателей требуется определенная энергия, которая переносится от бурового насоса, установленного на поверхности, к забою скважины.
Водоотдача
| Руководство для обучения инженеров по буровым растворам — часть 48 | это наука о специфических свойствах этих многокомпонентных гетерогенных полидисперсных систем и о протекающих в них процессах. |
| Влияние водоотдачи бурового раствора на процесс бурения | Прибор для определения показателя. 11-чашка для фильтра. Водоотдача – это способность бурового раствора отдавать воду пористым породам под действием перепада давления. |
| Влияние водоотдачи бурового раствора на процессы бурения | Основной функцией буровых растворов на водной основе при бурении в глинах является контроль над процессами их гидратации и набухания. |
| 6.3 Показатели свойств буровых растворов | Буровой раствор готовится в смесителе (гидроворонке) где техническая вода смешивается с глинопорошком и полимерами в необходимых количествах. |
| Стабильность бурового раствора | предельное динамическое напряжение сдвига, дПа (мг/см2); φ - отсчет показаний прибора при частоте вращения стакана 600 мин-1. 3.4. Определение водоотдачи буровых растворов. |
Влияние водоотдачи бурового раствора на процессы бурения
| Буровой раствор | Установлено, что состав и свойства буровых растворов, применяемых для вскрытия продуктивных пластов, должны удовлетворять следующим требованиям. |
| Стабильность бурового раствора | объем фильтрата, отделившегося от бурового раствора за 30 мин при пропускании. |
| 6.3 Показатели свойств буровых растворов | Буровой раствор — сложная многокомпонентная дисперсная система суспензионных, эмульсионных и аэрированных жидкостей. |
Свежие записи
- определение водоотдачи бурового раствора
- Похожие статьи
- Водоотдача, водоотдача бурового раствора, водоотдача тампонажного раствора в России
- РД 39-00147001-773-2004 Методика контроля параметров буровых растворов
- определение водоотдачи бурового раствора
- Увеличение - водоотдача - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2
Определение свойств буровых растворов и регулирование их параметров сообщение
Проанализированы существующие составы буровых растворов для бурения и заканчивания скважин в условиях аномально высоких пластовых давлений. Часть свойств бурового раствора могут измеряться буровой бригадой, обычно это плотность бурового раствора, условная вязкость, и водоотдача. Функции процесса промывки скважин. Реагенты и добавки для регулирования свойств буровых промывочных растворов. Буровые промывочные растворы. В данной статье мы посмотрим, что такое буровой раствор и для чего он нужен, в чем измеряется буровой раствор, какие показатели замеряют перед началом работ.
Постоянные читатели
- Стабильность бурового раствора
- Памятка молодому инженеру по буровым растворам
- Назначение
- Основные свойства буровых растворов
- Похожие статьи
Влияние водоотдачи бурового раствора на процесс бурения
Растворы для бурения нефтегазовых скважин: важная информация 8 июня 2023 Время прочтения: 4 мин Просмотрено: 47 При разработке скважинных стволов на нефтяных или газовых месторождениях используют специальные промывочные среды. Их называют буровыми растворами, а от набора компонентов в их составе зависит перспектива добычи, качество бурения, скорость прохождения пластов. Применение РВО или РУО кардинально изменило рабочий процесс, улучшило качественные характеристики добываемых нефтепродуктов. Кроме того, использование составов для бурения позволяет продлить срок эксплуатации погружного оборудования.
Назначение При циркуляции в скважине буровой раствор: Компенсирует пластовое давление; формирует фильтрационную корку на стенках скважины, укрепляя таким образом неустойчивые отложения. Уменьшает воздействие фильтрата бурового раствора на породы разобщением разбуриваемых пластов и открытого ствола; транспортирует выбуренную породу из скважины и удерживает её во взвешенном состоянии после прекращения циркуляции; передаёт гидравлическую энергию на забойный двигатель и долото; предупреждает осыпи, обвалы и др. Состав буровых растворов В практике бурения применяют буровые растворы на водной техническая вода, растворы солей и гидрогеля, полимерные, полимер-глинистые и глинистые растворы , углеводородной известково-битумный раствор, инвертная эмульсия и аэрированных основах. При бурении в хемогенных отложениях применяют соленасыщенные глинистые растворы, гидрогели, в случае возможного осыпания и оползней стенок скважины — ингибированные растворы, при воздействии высоких температур — термостойкие глинистые растворы и растворы на углеводородной основе, которые эффективны также при вскрытии продуктивных пластов и при разбуривании терригенных и хемогенных неустойчивых пород. При бурении в условиях, характеризующихся аномально высокими давлениями, применяют утяжеленные буровые растворы, в неосложненных условиях — техническую воду, полимерные безглинистые и полимер-глинистые растворы с низким содержанием твердой фазы. Свойства и их регулирование Эффективность применения буровых растворов зависит от их свойств, к которым относятся плотность, вязкость, водоотдача, статическое напряжение сдвига, структурная однородность, содержание газов, песка; тиксотропия, содержание ионов Na, K, Mg. Толщина осадка на фильтре фильтрационная корка , которая образуется при определении водоотдачи, изменяется в пределах 1-5 мм. Для обеспечения эффективности бурения в зависимости от конкретных геолого-технических условий свойства бурового раствора регулируют изменением соотношения содержания дисперсной фазы и дисперсионной среды и введением в них специальных материалов и химических реагентов. Содержание твердой фазы бурового раствора регулируется трехступенчатой системой очистки на вибрационных ситах; газообразные агенты отделяют в дегазаторе. Кроме того, для регулирования содержания твердой фазы в раствор вводят селективные флокулянты. Особый класс реагентов применяют при регулировании свойств растворов на углеводородной основе.
Степень затвердевания может быть различной- от пластического состояния до образования твёрдой бентообразной массы. Признаками высокотемпературного загущения раствора могут служить следующие: невозможность спуска бурильного инструмента гна забой и чрезмерное давление на выкиде насоса при восстановлении циркуляции, Кроме того, об этом может свидетельствовать давление водного раствора со специфическим запахом на выходе из скважины, понижение Р-бурового раствора и Р-фильтрата при одновременном увеличении фильтрата кальция. Степень загущения раствора зависит от: 1 температуры и времени; 2 типа и объёма твёрдой фазы; З щелочности и содержания извести и 4 предыдущей химической обработки. В промысловых условиях замедления загустевания раствора можно достичь выполнением следующих операций: 1 ограничением происходящей реакции; 2 проведением пробных испытаний в условиях высоких температур с целью определения наличия тенденции раствора к загущению. Если загущение раствора произошло, последующие пробные испытания помогут определить необходимую химическую обработку с целью устранения этого осложнения. Обработанные известью буровые растворы кондиционируются в условиях высоких температур путём добавления воды с целью уменьшения содержания твёрдой фазы, Р- фильтрата и Р-бурового раствора. Известковые буровые растворы с низким уровнем щелочности и низким содержанием извести являются более термостойкими.
В следствие работы долота происходит уменьшение величины фильтрационной корки и может произойти почти полное ее разрушение. Поэтому фильтрация в этой зоне характеризуется наибольшей водоотдачей и наименьшей толщиной корки. Статическая фильтрация происходит при остановке циркуляции бурового раствора. Например, при смене долота. Корка в этом случае имеет наибольшую толщину. Вследствие этого фильтрация, происходящая после сформирования корки, заметно замедляется. Водоотдача получается наименьшей. Динамическая фильтрация происходит в процессе циркуляции промывочной жидкости. В этом случае происходит гидродинамическая эрозия корки. Величина водоотдачи и толщины корки занимает промежуточное положение между первыми двумя видами. Величина водоотдачи и корки зависит от ряда факторов, в том числе, от качества бурового раствора. Решающее влияние оказывает степень дисперсности глинистых частиц в растворе. Чем она выше, тем плотнее укладываются частицы фильтрационной корки и тем меньше отверстия для фильтрации воды. В итоге водоотдача уменьшается. Увеличение степени дисперсности повышает гидратацию частиц твердой фазы, что способствует уменьшению водоотдачи. Фильтрация увеличивается при увеличении разности давлений между гидростатическим в скважине и пластовым. При увеличении температуры водоотдача и толщина корки увеличиваются. Большая величина водоотдачи бурового раствора вызывает ряд негативных последствий: а при бурении в слабосцементированных породах вода способствует их осыпанию и обваливанию. В соляных отложениях вода увеличивает размыв и растворение соли, образуя пустоты, каверны; б большая фильтрация в продуктивном горизонте может резко снизить возможные дебиты нефти и газа. Вода проникает в пласт и создает дополнительные трудности продвижения нефти или газа к забою. В результате чего увеличиваются сроки освоения скважины, и уменьшается дебит нефти газа ; в при большой водоотдаче на стенках скважины отлагается толстая липкая фильтрационная корка. Толстая липкая корка уменьшает диаметр скважины и значительно увеличивает опасность прихвата бурильного инструмента.
Стабильность бурового раствора
| Промывка скважин и буровые растворы | ISO 10414 состоит из следующих двух частей под общим названием "Нефтяная и газовая промышленность. Контроль параметров буровых растворов в промысловых условиях". |
| РД 39-00147001-773-2004 Методика контроля параметров буровых растворов | Измерение водоотдачи буровых растворов. Для измерения водоотдачи служит прибор ВМ-6 (рис.1), имеющий фильтрационный и напорный узлы. |
| Руководство для обучения инженеров по буровым растворам — часть 48 | Водоотдачу в первом приближении можно определить по формуле: (18). Рассчитываем параметры бурового раствора для каждого интервала: I интервал (0-50)м. |
Обоснование плотности применяемых буровых растворов
показаны) буровой раствор очищается от выбуренной породы, затем. поступает в приемные емкости 22 буровых насосов и вновь. закачивается в скважину. свойства, приборы для определения их на буровой и в лабораторных условиях. Основные характеристики и свойства буровых растворов для бурения нефтяных и газовых скважин. Основное назначение и классификация.
Показатели свойств буровых растворов
Описаны функции промывки скважин, требования к буровым растворам и их основные свойства. Рассмотрены виды промывочных жидкостей и их применение. Описаны функции промывки скважин, требования к буровым растворам и их основные свойства. В данной статье мы посмотрим, что такое буровой раствор и для чего он нужен, в чем измеряется буровой раствор, какие показатели замеряют перед началом работ. Б. Залейте буровой раствор в контейнер так, чтобы он приблизительно на 1/2 дюйма не доходил до верха (заполняйте контейнер доверху в том случае, когда в растворе необходимо.
Нефтяная скважина. Бурение. Буровой раствор. (3)
Ареометр АБР-1. Водоотдача (В) — это объем фильтрата, отделившегося от бурового раствора за 30 минут. Водоотдача буровых растворов при такой обработке увеличивается незначительно. Из графика зависимости проходки на долото от плотности бурового раствора видно, что чем выше плотность раствора, тем ниже проходка на долото.
Буровые растворы для бурения нефтяных и газовых скважин
Вязкость бурового раствора: увеличение вязкости раствора часто сопровождается снижением его водоотдачи. Концентрация добавок: содержание добавок в буровом растворе может оказывать влияние на водоотдачу. Содержание глин в буровом растворе: повышенное содержание глин может снизить водоотдачу раствора. Размеры частиц в буровом растворе: наличие больших частиц в растворе может способствовать увеличению водоотдачи. Давление бурового раствора: давление является одним из основных факторов, влияющих на водоотдачу. Эти параметры могут влиять как положительно, так и отрицательно на водоотдачу бурового раствора. При оптимальной комбинации данных параметров можно достичь более эффективного процесса бурения. Размер частиц в буровом растворе При выборе размера частиц в буровом растворе необходимо учитывать ряд факторов, таких как геологические условия, тип грунта, особенности скважины и требования к качеству бурения. Большие частицы помогают снизить фильтрационные потери и обеспечить хорошую устойчивость стенки скважины. Мелкие частицы, в свою очередь, позволяют улучшить проникающую способность раствора и повысить эффективность разделения грунта.
Основной способ контроля размера частиц в буровом растворе — это использование специальных агентов, таких как гранулометрически активированная шламовая пробка.
Главным преимуществом использования естественных буровых растворов является существенное снижение востребованности привозных материалов, что значительно экономит бюджет. Однако, на качество и свойства таких растворов имеет значительное влияние минералогический состав, а также природные разбуриваемые глины, способ и режим бурения, тип породоразрушающего инструмента и т. Зачастую они имеют большое содержание в своем составе абразивных частиц.
В связи с этим, применение естественных буровых растворов является наиболее целесообразным тогда, когда геолого-стратиграфические условия свидетельствуют о том, что нет необходимости в промывочной жидкости высокого качества. Наибольшая популярность при бурении скважин принадлежит глинистым буровым растворам. В буровом деле главное место принадлежит трем группам глинистых минералов: бентонитовым монтмориллонит, бейделлит, нонтроиит, сапонит и др. С точки зрения приготовления бурового раствора самые лучшие качества присущи монтмориллониту и другим бентонитовым минералам.
Таким образом, чтобы приготовить 15 кубометров глинистого раствора высокого качества, требуется 1 тонна бентонитовой глины, в то время, как то же количество глины среднего качество при приготовлении раствора даст всего лишь 4-8 кубометров, а из низкосортной глины получится всего лишь 3 кубометра раствора. Глинистые буровые растворы способы глинизировать скважинные стенки, в результате чего образуется тонкая и плотная корка. Благодаря этому фильтрат не попадает в пласты. Растворы обладают такой плотностью и вязкостью, что они способны удерживать шлам разбуренной породы даже в состоянии покоя, препятствуя оседанию на забой во время пауз в промывке.
Утяжеленные глинистые растворы создают высокое противоположное давление на пласты, тем самым предупреждая просачивание пластовых вод, нефти, а также газа в скважину и открытое фонтанирование во время бурения. Но данные свойства являются как положительными и отрицательными одновременно, ведь по этим же причинам частицы породы в циркуляционной системе бурового раствора отделяются с трудом. Кроме этого также используются и многие другие буровые растворы, основным компонентом которых является вода. К ним относятся малоглинистые, соленасщенные, ингибированные и многие другие.
Читайте также: Себестоимость нефти: стоимость в разных странах Неглинистыми буровыми растворами называются такие растворы, приготовление которых осуществляется без добавления глины. При приготовлении неглинистого бурового раствора с конденсированной твердой фазой используется в качестве основного компонента вода. Дисперсная фаза в таком растворе формируется в результате химической реакции, которая приводит к образованию в растворе микроскопических частиц гидрооксида магния. Таким образом, раствор становится гелеобразным и после химической обработки становится седиментационно устойчивой системой.
Структурно-механические свойства подобного раствора остаются неизменными, не смотря на любую минерализацию. В связи с этим, целесообразность его применения состоит в обеспечении высокой устойчивости скважинных стенок. Однако, контролировать и регулировать минерализацию раствора, даже не смотря на все ранее сказанное, достаточно трудно. Еще одним видом неглинистых растворов являются биополимерные растворы.
Растворы, в основе которых находится углеводород, являются многокомпонентной системой, в которой основной средой является нефть или жидкие нефтепродукты, а в качестве дисперсной фазы выступает окисленный битум, асфальт или же глина, прошедшая специальную обработку. Растворы данного типа не оказывают негативного воздействия на нефтегазовые коллекторы. Кроме этого им присущи смазывающие свойства, благодаря которым, значительно снижается расход мощности на холостое вращение бурильной колонны в стволе скважины, а также уменьшается износ бурильных труб и долот. Но большим минусом применения данного вида буровых растворов является их достаточно высокая стоимость, а также их высокая пожароопасность и трудности во время очистки инструментов и оборудования.
Поэтому, данные растворы целесообразно использовать при повышении эффективности бурения в породах-коллекторах и сохранения их нефтегазоотдачи на начальном уровне, а также во время бурения скважин в сложных условиях при разбуривании мощных пачек набухающих глин и растворимых солей. Эмульсионные буровые растворы применяются во время бурения в глинистых отложениях и солевые толщах. Им присущи хорошие смазочные свойства. Кроме этого, они предотвращают прихват инструмента в скважине.
К аэрированным буровым растворам относятся смеси пузырьков воздуха с промывочными жидкостями, которыми являются вода, нефтяные эмульсии и другие. Соотношение эмульсий и воздуха должно быть до 1:30. В состав таких растворов часто добавляют специальные реагенты — поверхностно-активные вещества и пенообразователи. Это делается с целью увеличения стабильности данных растворов.
Система очистки бурового раствора Такие свойства раствора, как его плотность, вязкость, статическое напряжение сдвига и т. В связи с этим, очень целесообразно использовать механическое оборудование, позволяющее контролировать содержание твердой фазы в растворе. Работа механического оборудования очистки осуществляется с помощью силы ускорения или же центробежной силы, благодаря чему становится возможным существенно повысить уровень сепарации в сравнении с процессом осаждения. Система очистки бурового раствора может состоять из одного или нескольких модулей.
Система очистки буровых растворов должна соответствовать следующим требованиям: обработка всего количества циркуляции; согласование очередности установки согласно размеру частиц, которые будут отделяться; правильность монтажа, точная настройка, благодаря чему значительно повышается эффективность работы следующей ступени; оптимизация процесса сепарации — обработка от четверти до половины объема циркуляции. Их готовят на месторождении, непосредственно перед началом добычи этих полезных ископаемых. Использование таких растворов дает возможность решать широкий спектр производственных задач — от обеспечения очистки и фильтрации ствола скважины и её забоя до обеспечения выполнения основных требований техники промышленной безопасности. В связи с этим, применение буровых растворов обязательно как в процессе бурения скважины, так в процессе эксплуатации любого промысла.
Современные буровые растворы отличаются по своим составам, весу, вязкости и прочим характеристикам, поэтому их приготовление производится с учетом таких факторов, как индивидуальные особенности разрабатываемых залежей, применяемые технологии, финансовые параметры и так далее. Что из себя представляет буровой раствор? Буровой раствор — это сложная дисперсионная система, состоящая из эмульсионных, аэрационных и суспензионных жидкостей, которые используются с целью промывки скважинных стволов в процессе их бурения. Циркуляция этого раствора внутри ствола позволяет очищать его стенки от различных наслоений, вымывать остатки пробуренной породы и выводить их на поверхность.
Кроме того, такой раствор стимулирует разрушение породы буровым инструментом, дает возможность качественно вскрыть продуктивный горизонта, а также используется для решения иных рабочих задач. В процессе бурения, как правило, применяют составы на водной основе с добавлением углеводородных частиц к примеру, растворы известняка и битума, инвертные эмульсии и так далее. Если бурение производится в хемогенных отложениях, то чаще всего готовятся буровые растворы на основе насыщенных солями глинистых материалов гидрогелей. Если существует повышенный риск обвала, используются специальные растворы-ингибиторы, а если работы проводятся в условиях высоких температур, то используются глинистые составы с повышенной термостойкостью.
Если работы ведутся в условия повышенного пластового давления, то применяют утяжеленные буровые растворы. Читать также: Как работает плотномер для нефтепродуктов? Основные характеристики и свойства таких составов От качества используемого раствора напрямую зависит продуктивность выполняемых с его помощью работ. Главными свойствами таких составов являются: плотность; напряжение сдвига; водоотдача.
Плотность буровых растворов измеряют специальным прибором — ареометром. Этот параметр колеблется в пределах от одной до двух с половиной тысяч килограмм на кубический метр. Условная вязкость определяют по времени, в течение которого определенный объем готового состава протекает через воронку классического типа. Эффективная вязкость измеряется прибором, который называется вискозиметр.
Этот показатель отображает соотношение скоростного градиента и напряжений, возникающих в общем потоке. Напряжение сдвига также измеряется при помощи вискозиметра. Стандартное значение этого параметра варьируется от нуля до двадцати Па. Что измерить такой показатель, как водоотдача, нужно знать, какой объем фильтрата выделяется через оборудование для очистки, если перед давлений за половину часа составляет от 100 кПа и более.
Для обеспечения максимальной эффективности бурения, свойства таких растворов держат под постоянным контролем с помощью посредством ввода в них особых реагентов для повышения качественных характеристик. К примеру, чтобы уменьшить водоотдачу, в буровой раствор добавляют углещелочные или сульфитно-спиртовые материалы, а также целлюлозные добавки или модифицированный крахмал. Реологические свойства получают путем добавления в состав веществ, понижающих вязкость к примеру, фосфат, полифенол, нитролигнин и так далее. Чтобы избежать нефтяных, газовых и водяных проявлений в условиях работы при повышенном давлении, необходимо увеличить плотность используемого бурового раствора.
Для этого в его состав вводятся специальные утяжелители гематит, мел, бармит. Кроме того, в состав таких смесей могут добавляться пенообразователи или может применяться аэрирование раствора. Антифрикционные свойства растворов можно улучшить добавлением смазочных материалов на основе нефти, графита или гудрона.
Буровой раствор вводится в систему и циркулирует в ней вместо нефтепродуктов.
Он воздействует на осадок на стенках труб и агрегатов и помогает мягко удалять остатки породы. В результате осадок удаляется, при этом нет физического или химического воздействия на оборудование, а значит, продлевается срок его эксплуатации. Растворы для бурения В момент бурения также используются растворы — на водной основе. В них добавляют содержащие углеводород вещества, например, известняк, битум или инертные эмульсии.
Химические свойства Химические свойства влияют на: Стабильность ствола скважины Состав бурового раствора нефть, вода, соленость, тип катионов и т. Химический состав также определяет будут ли разбуриваемые соленосные отложения например ангидриды, галиты растворяться. Состав бурового раствора Во многих системах, химические свойства должны быть контролируемы должным образом для того, чтобы быть уверенными в эффективном использовании продуктов. Например: Полимеры : Негативное влияние pH и кальция; Диспергаторы : Негативное влияние pH и солей; Коррозия Усиливается содержанием солей, pH и наличием растворенных газов таких как кислород, углекислый газ и сероводород. Содержание твердой фазы Твердая фаза часто квалифицируется как твердая фаза высокой плотности HGS , или как твердая фаза низкой плотности LGS. Барит или другие утяжелители относятся к твердой фазе высокой плоскости. Глины и выбуренная твердая фаза относятся к твердой фазе низкой плотности.