Буровые промывочные жидкости

ВВЕДЕНИЕ

 

В результате бурения скважины на нефтегазоносных площадях должен быть создан долговечный, прочный изолированный канал, связывающий продуктивный горизонт с дневной поверхностью. Решающее значение при проводке скважины имеют буровые промывочные растворы. От их способности выполнять свои функции в различных геолого-технических условиях зависит не только эффективность буровых работ, но и срок службы скважины.

Тяжелые осложнения в процессе бурения, а в некоторых случаях и ликвидация скважин, нарушение режима эксплуатации нефтяных и газовых месторождений, связанные со значительным ущербом народному хозяйству, могут быть обусловлены низким качеством буровых растворов, отсутствием надежных методов и средств управления ими. Все это и обусловливает целесообразность затрат на повышение качества этих систем.

Успех бурения скважин в значительной степени зависит от состава и свойств буровых растворов, которые должны обеспечивать безопасность и безаварийность ведения работ при высокой скорости бурения и качественном вскрытии продуктивного пласта. Применение буровых растворов с регулируемыми свойствами оправданно требует значительных средств с целью экономии затрат времени на работы, связанные с авариями, осложнениями, проработками и промывками, длительностью и результатами освоения.

Целью настоящей работы является изучение буровых промывочных жидкостей, их состава, свойств, методов приготовления, очистки и химической обработки.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1 НАЗНАЧЕНИЕ ПРОМЫВОЧНОЙ  ЖИДКОСТИ И ТРЕБОВАНИЯ К НЕЙ

 

На первом этапе развития вращательного бурения основной функцией промывочной жидкости было непрерывное удаление из забоя и из ствола скважины обломков разбуриваемых пород. В дальнейшем функции ее постепенно расширились, а требования к составу и свойствам возросли.

При бурении промывочная жидкость должна:

1) обеспечивать эффективную  и полную очистку забоя от  выбуренных частиц и вынос  их на дневную поверхность;

2) удерживать выбуренные  частицы во взвешенном состоянии  и предотвращать осаждение их  на забой при прекращении промывки;

3) способствовать повышению  устойчивости горных пород, слагающих  стенки скважины;

4) создавать на стенки  скважины противодавление, достаточное  для предотвращения притоков пластовых жидкостей и газов. Это давление, однако, не должно быто чрезмерно высоким во избежание резкого снижения эффективности бурения, а также гидравлического разрыва пород или раскрытия естественных микротрещин  и поглощения промывочной жидкости;

5) хорошо охлаждать трущиеся  поверхности, прежде всего долота;

6) обеспечивать хорошую  смазку трущихся поверхностей, особенно  опор долота, даже при высоких  контактных давлениях между ними;

7) не ухудшать коллекторские свойства продуктивных горизонтов;

8) обладать закупоривающими  свойствами, т.е. создавать в порах  и микротрещинах стенок скважины  толстую, плотную малопроницаемую  корку, достаточно прочно связанную  с горными породами и препятствующую  проникновению в них  не только  самой промывочной жидкости, но  и ее фильтрата;

9) иметь высокую термостойкость  при проходке высокотемпературных  скважин и низкую температуру  замерзания, а также небольшую  теплопроводность при бурении  в многолетнемерзлых породах;

10) быть достаточно инертной  к воздействию обломков выбуренных  пород и минерализованных пластовых  вод, но относительно легко поддаваясь химической обработке при регулировании ее свойств;

11) облегчать и не затруднять  разрушения породы забоя долотом;

12) не содержать, по возможности, компонентов, способных оказывать  сильное абразивное воздействие  на оборудование;

13) защищать буровое оборудование  и инструмент от коррозии;

14) достаточно легко перекачиваться  буровыми насосами;

15) состоять с основном  из дешевых и недефицитных  материалов.

Промывочная жидкость передает энергию от буровых насосов, установленных на поверхности, забойному двигателю при турбинном бурении, а также на забой, особенно при применении гидромониторных долот.

Требование к составу и качеству бурового раствора в зависимости от геологических условий и технических особенностей проходки скважины обусловили применение буровых растворов нескольких типов.

Выбирать тип бурового раствора для бурения в каждом районе следует на основе внимательного и всестороннего изучения геологических условий залегания всего комплекса горных пород, подлежащих разбуриванию, с учетом технических особенностей проходки скважины.

 

2 КЛАССИФИКАЦИЯ ПРОМЫВОЧНЫХ  ЖИДКОСТЕЙ

 

Различные требования к составу и качеству промывочной жидкости, предъявляемые в конкретных условиях разбуривания объекта, многообразие геологических условий, наличие подходящего сырья обусловили появление промывочных жидкостей нескольких типов. Все промывочные жидкости можно разделить на следующие основные группы.

I. Промывочные жидкости  на водной основе:

а) вода (пресная, морская, рассолы);

б) глинистые суспензии;

в) естественные суспензии, образующиеся при разбуривании неглинистых пород и аргиллитов;

г) суспензии на базе гидрогелей;

д) эмульсии типа «масло в воде».

II. Промывочные жидкости  на неводной основе:

а) дегазированная нефть и нефтепродукты;

б) многокомпонентные растворы на углеводородной основе;

в) обращенные эмульсии типа «вода в масле».

III. Газообразные рабочие агенты (воздух, природные газы, выхлопные газы двигателей внутреннего сгорания).

IV. Аэрированные промывочные жидкости и пены.

При бурении скважин наиболее широко используют жидкости на водной основе; за ними следуют газообразные агенты и аэрированные жидкости. Промывочные жидкости на неводной основе применяют чаще всего для решения специальных задач, а также при разбуривании пород, склонных к пластическому течению (бишофит, карналит, сильно засоленные глинистые породы), и глубокозалегающих аргиллитов в скважинах с высокими забойными температурами.

2.1 Промывочные жидкости  на водной основе

 

Вода. Во многих районах наиболее доступной и дешевой природной жидкостью является пресная или минерализованная вода. Поэтому именно вода была использована для промывки скважин еще на первом этапе вращательного бурения.

Вода лучше, чем другие жидкости, охлаждает долото и трущиеся поверхности бурильного вала. При достаточно высокой скорости течения она может вполне успешно удалять выбуренные частицы породы с забоя и из ствола скважины. От обломков выбуренной породы вода удовлетворительно очищается даже в сравнительно простых очистных устройствах, так как она не обладает тиксотропными свойствами. Гидростатическое давление столба воды в скважине достаточно для предотвращения притока пластовых жидкостей и газов.

Как наиболее легкая из жидкостей рассматриваемой группы, вода оказывает меньшее давление на забой. Молекулы ее свободно проникают в поры и микротрещины породы, препятствуя смыканию последних и, таким образом, облегчая разрушение забоя долотом. Поэтому скорость разрушения породы долотом при промывке водой всегда выше, чем при промывке другими жидкостями рассматриваемой группы.

Поскольку вода имеет небольшие вязкость и плотность, затраты мощности на промывку скважины меньше, чем при применении других жидкостей данной группы. Это позволяет значительно большую часть мощности использовать для механического разрушения породы. Благодаря малой вязкости воды режим течения ее всегда турбулентный, что способствует лучшему удалению обломков из скважины и уменьшает возможность образования рыхлой корки из выбуренных частиц на проницаемых участках стенок скважины. Кроме того, при использовании воды улучшаются условия труда буровой бригады, так как нет необходимости готовить многие сотни кубометров промывочной жидкости.

Но вода не универсальная промывочная жидкость. Ряд существенных недостатков ограничивает область ее применения. Небольшая вязкость воды облегчает проникновение ее даже в самые тонкие поры неустойчивых пород и ускоряет процесс деформирования и обваливания последних. При промывке водой на проницаемых стенках скважины не образуется плотная корка из тонких частиц твердой фазы, способная создавать большое сопротивление фильтрации промывочной жидкости в окружающие породы. Даже при небольшом перепаде давлений вода легко фильтруется через мелкие поры пород. При разбуривании же сильнопористых и особенно трещиноватых пород с коэффициентом аномальности меньше единицы вода может поглощаться с большой скоростью. Опыт показывает, что в среднем объемный расход воды в 6-8 раз превышает расход других жидкостей рассматриваемой группы. Это, несомненно, должно учитываться при выборе промывочной жидкости, так как увеличение расхода может привести к росту стоимости скважины. Интенсивное поглощение воды приводит также к ухудшению очистки скважины от обломков выбуренных пород.

Вода не обладает тиксотропными свойствами и потому не может удерживать твердые частицы во взвешенном состоянии в покое. После прекращения промывки выбуренные обломки частично зависают на выступах стенок скважины, а частично осаждаются на забой. Скопившийся вблизи забоя осадок из выбуренных обломков, уплотняясь, способен прихватить бурильную колонну, особенно если среди этих обломков имеются глинистые частицы. При спуске нового долота и перед подъемом с забоя изношенного приходится более тщательно промывать скважину, иначе долото и забойный двигатель могут быть зашламлены осадком.

Вода легко растворяет многие хемогенные породы и насыщается солями. Поэтому ее коррозионное воздействие на бурильные трубы и оборудование может быть весьма серьезным фактором. Для защиты оборудования от коррозии к воде приходится добавлять ингибиторы (вещества, которые замедляют или предотвращают окислительные химические реакции). Она, как правило, неблагоприятно влияет на коллекторские свойства продуктивных горизонтов.

Таким образом, в качестве промывочной жидкости воду целесообразно использовать при разбуривании устойчивых, достаточно прочных пород непродуктивных горизонтов, механические свойства которых практически не изменяются при увлажнении, а водный рассол NaCl - для разбуривания отложений галита при наличии обильных источников водоснабжения, т. е. когда недостатки воды и рассола не могут существенно повлиять на успешность и стоимость проходки скважины, а использование других промывочных жидкостей может вызвать снижение эффективности бурения.

 

Глинистые растворы.

Требования, которые предъявляются к промывочным жидкостям в сложных геологических условиях, могут быть удовлетворены лишь при применении многокомпонентной системы с регулируемыми составом и свойствами. В геологических условиях, когда требуется промывочная жидкость с плотностью 1000 кг/м3 и более, такая система должна состоять из следующих компонентов:

а) недефицитной и возможно более дешевой жидкой среды - основы;

б) небольшой массы коллоидных частиц, достаточной для обеспечения седиментационной устойчивости системы в покое при превращении ее в гель и способности к закупорке пор и тонких трещин в породах;

в) минимального количества тонкомолотых тяжелых минералов для обеспечения заданной плотности системы;

г) небольшого количества химических реагентов для регулирования физико-механических и химических свойств системы и защиты последней от неблагоприятного воздействия внешней среды (пластовых жидкостей и газов, выбуренной породы, температуры и др.).

Такие многокомпонентные системы в бурении принято называть растворами.

В природе наиболее распространенным и дешевым источником получения коллоидного материала являются некоторые сорта глин. Многокомпонентные промывочные жидкости, в которых в качестве коллоидной фракции используются такие глины, получили название глинистых растворов.

В земной коре существует большое количество глинистых минералов, имеющих за редким исключением кристаллическое строение. Эти минералы различаются как химическим составом, так и строением кристаллической решетки. По своему составу глинистые минералы являются алюмосиликатами.

Кристаллические глинистые минералы подразделяются на двухслойные, трехслойные, правильные смешаннослоистые и с цепочечной структурой. Важнейшими для приготовления промывочных растворов являются трехслойные минералы группы монтмориллонита и с цепочечной структурой группы палыгорскита. Основным структурным элементом кристаллической решетки минералов монтмориллонитовой группы является пирофиллит - водный алюмосиликат, химический состав которого А12O3*4SiO2 * Н2O.

Минералы монтмориллонитовой группы отличаются от пирофиллита тем, что в состав кристаллической решетки их входят атомы магния, железа, хрома и других элементов. Эти атомы как бы заместили часть атомов алюминия и кремния, причем замещение, как правило, было эквивалентным. Однако часть трехвалентных атомов алюминия была замещена неэквивалентно, например двухвалентными атомами магния или железа, а часть четырехвалентных атомов кремния - трехвалентными атомами алюминия или других элементов. При таком неэквивалентном замещении чешуйка приобретает избыточные отрицательные заряды. Эти заряды компенсируются одно- или поливалентными катионами (натрия, калия, кальция и т. д.), которые, однако, не входят в состав кристаллической решетки, а располагаются у внешней поверхности силикатных слоев, но остаются связанными с ней (рис. 1, б и в) силой электрического взаимодействия.

Рис.1. Структура пирофиллита и минералов монтмориллонитовой группы: а - пирофиллит; б - монтмориллонит; в – бейделлит

Другим представителем трехслойных глинистых минералов являются гидрослюды. В состав кристаллической решетки их, помимо атомов алюминия и кремния, входят атомы железа и магния. По обменной способности некоторые гидрослюды приближаются к минералам группы монтмориллонита, другие - к минералам каолинитовой группы. Гидрослюды характеризуются высокой степенью дисперсности.

Типичным представителем двухслойных минералов является каолинит Al2O3*2SiO2*2H2O. Элементарная чешуйка его состоит из одного силикатного и одного алюминатного слоев. Неэквивалентное замещение атомов алюминия или кремния почти невозможно. Поэтому чешуйки каолинита нейтральны или имеют весьма малый заряд; обменная емкость такого минерала очень мала. Если комочек каолинита опустить в воду, то, в отличие от монтмориллонита, он при перемешивании не расщепляется до элементарных чешуек.

К группе минералов с цепочечной структурой относится палыгорскит. Он представляет собой водный алюмосиликат магния. Элементарная ячейка палыгорскита состоит из сдвоенных кремнекислородных цепей. Вследствие не вполне эквивалентного замещения частицы палыгорскита имеют избыточный отрицательный заряд.