Типы буровых растворов: Буровые растворы: состав, свойства, способы приготовления

Буровые растворы: состав, свойства, способы приготовления

При работе нефтяной или газовой скважины, ее разработке используется специальный буровой раствор, приготавливаемый непосредственно перед добычей полезных ископаемых. Его использование позволяет решить большой спектр задач, начиная от фильтрации и очистки забоя и стволового пространства и заканчивая основными требованиями техники безопасности, поэтому применение такого раствора является необходимым процессом в ходе разработки любого месторождения. Современные растворы могут иметь разный состав, вязкость, вес и другие характеристики, и приготовление осуществляется с учетом особенностей залежей, выбранных технологий, финансовых аспектов и других факторов.

Что такое буровой раствор?

Буровым раствором называют сложную дисперсионную систему жидкостей эмульсионного, аэрационного и суспензионного типа, которые служат для промывки стволов в ходе бурения скважин. Циркулируя внутри, раствор чистит стенки от наслоений, вымывает остатки пробуренных пород, выводя их на поверхность, стимулирует разрушение слоев инструментом, позволяет провести качественное вскрытие горизонта и решить массу иных задач.

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.), а для сохранения нужных свойств при высоких температурах во время эксплуатации буровые растворы обогащают хроматами кальция, натрия, антиоксидантами. Для пеногашения состав может быть дополнен резиновой крошкой, спиртовыми частицами или кислотами.

Состав буровых растворов

Приготовление буровых растворов требует использования тонкодисперсионных глиняных веществ с высокой степенью пластичности и невысоким процентом песчаных частиц: они могут создавать вязкую суспензию в контакте с водой, которая не будет давать осадка в течение долгого времени. Наилучшими свойствами обладают разновидности глиняных порошков на основе щелочных составов, и они дают растворы с невысоким показателем плотности.

При создании бурового раствора важно следить, чтобы туда не попали вредные примеси, к которым относится гипс, частицы известняка, а также соли, способные растворяться в воде. По техническим требованиям, главным показателем качества сырья в виде порошка или глины считается выход раствора, т.е. число кубометров нужной вязкости, которые получаются из тонны сырья. Важными показателями также считаются такие параметры, как плотность и число песка в составе.

Назначение буровых растворов

Приготовление буровых растворов преследует ряд важных целей:

• Охлаждение поверхностей долот и их смазывание. Поскольку работа такого оборудования сопровождается возникновением большого трения, основным назначением состава является смазывание и уменьшение температуры, что повышает износостойкость техники.
• Очистка забоя. Большинство типов растворов позволяет эффективно вымыть из скважины выбуренную породу, а также вынести ее на поверхность. Качество и степень очистки определяется физико-химическими свойствами составов, а также геологическими особенностями, поэтому в приготовлении нужно учесть и состав пород месторождения.
• Создание очистного слоя на стенках ствола. Формируемая корка имеет невысокую проницаемость, поэтому она обеспечивает устойчивость песков в верхней зоне разреза и разделяет скважину и проницаемые слои.
• Предупреждение проявлений нефти, газа и пластовой воды.
• Защита от обвалов стенок, которые могут произойти в случае наличия в составе пород неустойчивой глины.
• Еще одно назначение – обеспечение высокого качества вскрытия горизонтов: большинство видов современных растворов позволяет не допустить их загрязнения в процессе бурения, а также избежать полного закупоривания, делающего разработку очень трудной.
• Снижение затрат на фиксацию при помощи колонн.
• Получение данных для анализа при работе разведывательных скважин является одним из вспомогательных назначений раствора; предметом изучения является шлам и выносимые части породы.
• Повышение устойчивости труб и оборудования к коррозии.
• Последнее назначение – обеспечение техники безопасности в процессе разработки и минимизация вреда для окружающей среды и экологической обстановки района.

Виды и типы буровых растворов

Современная классификация включает следующие виды жидкостей для промывки:

1. Растворы на основе воды. В эту категорию выделяют безглинистые составы (техническая вода, растворы, суспензии и средства на основе полимеров), глинистые вещества (на основе пресной, минерально воде, гипсовые, глиняные и хлорные растворы).
2. Растворы на неводной основе: составы с углеводородами, нефтепродуктами с минимальным содержанием газа.
3. Жидкости аэрированного типа, пены.
4. Газообразные реагенты.

Приготовление буровых растворов

Если в скважине есть залежи глины коллоидного типа, то жидкость для промывки образуется там при бурении ствола.

Когда вода попадает в ствол, она диспергирует глиняный состав, частицы которого выбуриваются инструментом, и создается раствор на основе глины; его качество зависит от объема воды и может быть улучшено посредством добавления химических элементов. Такой способ является наименее затратным по средствам и силам.

Также раствор может приготавливаться в мешалках, где глину соединяют с водой и активно перемешивают. В случае необходимости улучшения свойств туда добавляют реагенты (они могут увеличить или уменьшить плотность, вязкость и другие качества). После приготовления проводится очистка жидкости, для чего в стволе формируется специальный желоб с перегородками: по нему жидкость проводится до устья и фильтруется от примесей.

Компания СНК осуществляет сервис буровых растворов, который включает согласование технических особенностей, обследование оборудования, доставку материалов с приготовлением растворов нужного типа, анализ, контроль качества и многое другое. Подробности можно узнать на официальном сайте организации.

.

Карамовское месторождение: мультибур

Читайте также:

« Бурение боковых стволов скважин

Суть технологии заводнения нефтяных пластов »

Обзор различных типов систем буровых растворов и продуктов

Типы систем буровых растворов, применяемые материалы в растворах и жидкостях для анализа. Преимущества и недостатки систем буровых растворов.

Оглавление

• 1 Типы систем
  • 1.1 Воздух / чистая вода
  • 1.2 Бентонитовые буровые растворы
  • 1.3 Глинистые буровые растворы на основе соленой воды
  • 1.4 Полимерные буровые растворы
  • 1.5 Буровые растворы на углеводородной основе
• 2 Материалы применяемые в буровых растворах и жидкостях для закачивания
  • 2.1 Глины и утяжелители
  • 2.2 Диспергаторы
  • 2.3 Полимерные добавки
  • 2.4 Добавки к буровому раствору на углеводородной основе
  • 2. 5 Коммерческие химреагенты
  • 2.6 Другие
• 3 Преимуществах и недостатки систем бурового раствора
  • 3.1 Преимущества полимерных буровых растворов перед бентонитовыми
    • 3.1.1 Недостатки полимерных буровых растворов
  • 3.2 Преимущества буровых растворов на углеводородной основе перед растворами на водной основе
    • 3.2.1 Недостатки буровых растворов на улеводородной основе

Типы систем

Воздух / чистая вода

Используется в специальных, очень редких случаях, например при бурении кавернозных известняков и твердых горных пород.

Бентонитовые буровые растворы

• Диспергированный гель

• Предварительно гидратированный бентонит / морская вода

• Известковые буровые растворы

• Гипсовые буровые растворы

• Высокотемпературные бентонитовые буровые растворы

• Экстендерные бентонитовые буровые растворы

Универсальное применение в пресной и морской воде (с предварительным годротированием) Общие полимерные добавки.

Глинистые буровые растворы на основе соленой воды

• Аттапульгитовые буровые растворы

• Сепиолитовые буровые растворы

Пресная вода, морская вода или соленасыщенная вода. Сепиолитовые буровые растворы применяются в геотермальных скважинах (высокая температура).

Полимерные буровые растворы

• Недиспергирующий полимер KC1 / Полиакриламид

• Высокотемпературный полимер

• Соленасыщенный полимер

• Буровой раствор на основе смешанных солей

Универсальное применение в пресной воде, морской воде или минерализованной воде.

Буровые растворы на углеводородной основе

• Буровые растворы на углеводородной основе

• Инверторные эмульсионные буровые растворы (Дизель или низкотоксичная сырая нефть)

Специальное применение, например для участка сланцев или участка солей. Скважины с большим углом отклонения. Очень дорогостоящие скважины (Лучшая скорость проходки).

Материалы применяемые в буровых растворах и жидкостях для закачивания

Глины и утяжелители

• Барит

• Аттапульгит

• Карбонат кальция

• Бентонит

Диспергаторы

• Лигносульфонат / Лигнит

• Синтетические полимеры

Полимерные добавки

• Крахмал

• Производные целлюлозы (КМЦ или ГЭЦ)

• Ксантановая или гуаровая смолы

• Полиакриламид

Добавки к буровому раствору на углеводородной основе

• Дизель / Низкотоксичная сырая нефть

• Битум / Гильсонит / Лингит

• Эмульгаторы (жирная кислота таллового масла и производные)

• Органофильные глины

Коммерческие химреагенты

Другие

Преимуществах и недостатки систем бурового раствора

Преимущества полимерных буровых растворов перед бентонитовыми

Многосторонность

• Нет причины для флокуляции

• Пресная вода, морская вода или минерализованная вода

• Быстрые смешивание и выход бурового раствора

Обеспечение

• Меньше количества для транспортировки и хранения на буровой (действительно подходящие только для буровых растворов с низкой плотностью).

Лучшая реология

• Большее сдвигоразжижение

• Можно уменьшить потери давления в турбулентном потоке

Стабилизация сланцев

Более низкое содержание твердой фазы

Недостатки полимерных буровых растворов

• Бактериальное разложение / Воздействие энзимов

• Температурное ограничение

Преимущества буровых растворов на углеводородной основе перед растворами на водной основе

• Хорошие скорости проходки и более продолжительная работоспособность долота (при долотах PDC).

• Уменьшение времени на СПО и меньше времени расходуется на расширение ствола.

• Превосходное ингибирование активных сланцев и глины

• Термостойкость

• Меньше факторов способных нарушить коллекторские свойства нефтепластов.

• Высокая смазывающая способность, низкий крутящий момент

• Хорошая коррозионная защита, особенно от H₂S

• Ствол номинального диаметра (дающий лучшую информацию при каротаже)

• Хороший контроль за водоотдачей (статической и динамической)

• Меньше шансов прихвата трубы

• Допустимо высокое избыточное содержание твердой фазы (важно в скважинах с высоким давлением)

• Интервалы соли нерастворимы

• Хороший раствор для отбора керна

• Более широкий диапазон плотностей, чем у буровых растворов на водной основе

Недостатки буровых растворов на улеводородной основе

• Утилизация шлама

• Высокая первоначальная стоимость (обычно более высокая, чем компенсация за счет сокращения времени проведения работ на буровой)

• Не может обеспечить получение диаграммы каротажа сопротивляемости или диаграммы каротажа наклона (падения) пласта

• Может повреждать газовые пласты за счет внезапного прекращения поступления промывочной жидкости или эмульсии на забой во время бурения

• Затруднено определение выбросов газа, так как газ растворим в нефти.

• Увеличение проблем с обеспечением буровой (специальные суда для доставки бурового раствора на углеводородной основе, емкости хранения и т.д.)

• Загрязняет окружающую среду

• Определение признаков наличия сырой нефти может быть затруднено

Типы буровых растворов — PetroWiki

Существует несколько различных типов буровых растворов в зависимости от их состава и использования. Три ключевых фактора, которые определяют выбор типа бурового раствора для конкретной скважины:

• Стоимость
• Технические характеристики
• Воздействие на окружающую среду.

Выбор правильного типа жидкости для конкретных условий является важной частью успешного бурения.

Содержание

• 1 Классификация буровых растворов
  • 1.1 Жидкости на водной основе
    • 1.1.1 Недисперсные системы
    • 1.1.2 Дисперсные системы
    • 1.1.3 Морские буровые растворы
    • 1. 1.4 Полимерные буровые растворы
  • 1.2 Буровые растворы
  • 1.3 Жидкости на масляной основе
  • 1.4 Буровые растворы на синтетической основе
  • 1,5 Полностью масляные жидкости
  • 1.6 Пневматические буровые растворы
  • 1.7 Специальные продукты
    • 1.7.1 Материалы для борьбы с поглощением
    • 1.7.2 Жидкости для окраски
    • 1.7.3 Смазочные материалы
    • 1.7.4 Коррозия, ингибиторы, биоциды и поглотители
• 2 Каталожные номера
• 3 примечательных статьи в OnePetro
• 4 Внешние ссылки
• 5 См. также

Классификация буровых растворов

Ежегодная классификация жидкостных систем World Oil ^[1] перечисляет девять различных категорий буровых растворов, в том числе:

• Системы пресной воды
• Морские системы
• Системы на масляной или синтетической основе
• Пневматические (воздушные, туманные, пенные, газовые) «жидкостные» системы

Три ключевых фактора обычно определяют тип жидкости, выбранной для конкретной скважины:

• Стоимость
• Технические характеристики
• Воздействие на окружающую среду

Жидкости на водной основе (WBF) являются наиболее широко используемыми системами и считаются менее дорогими, чем жидкости на масляной основе (OBF) или жидкости на синтетической основе (SBF). OBF и SBF, также известные как инвертно-эмульсионные системы, имеют нефтяную или синтетическую базовую жидкость в качестве непрерывной (или внешней) фазы и рассол в качестве внутренней фазы. Системы с обращенной эмульсией имеют более высокую стоимость за единицу, чем большинство жидкостей на водной основе, поэтому их часто выбирают, когда скважинные условия требуют надежного ингибирования сланцев и/или превосходной смазывающей способности. Системы на водной основе и системы с обращенной эмульсией могут быть разработаны таким образом, чтобы выдерживать относительно высокие температуры в скважине. Пневматические системы чаще всего применяются в областях, где пластовое давление относительно низкое, а риск потери циркуляции или повреждения пласта относительно высок. Для использования этих систем требуется специальное оборудование для регулирования давления, которое поможет предотвратить развитие опасных условий при обнаружении углеводородов.

Растворы на водной основе

Растворы на водной основе (WBF) используются для бурения примерно 80% всех скважин. ^[2] Базовой жидкостью может быть пресная вода, морская вода, рассол, насыщенный рассол или рассол формиата. Выбор типа жидкости зависит от предполагаемых условий скважины или от конкретного интервала бурения скважины. Например, поверхностный интервал обычно бурят буровым раствором низкой плотности на основе воды или морской воды, который содержит мало коммерческих добавок. Эти системы включают природные глины в процессе бурения. Также может быть добавлено некоторое количество коммерческого бентонита или аттапульгита, чтобы помочь в контроле водоотдачи и повысить эффективность очистки скважины. После того, как обсадная колонна смонтирована и зацементирована, оператор часто продолжает бурение с помощью WBF, если условия скважины не требуют замены системы на нефтяной или синтетической основе.

WBF делятся на две большие категории: нерассеянные и рассредоточенные.

Недисперсные системы

Простые гелево-водные системы, используемые для бурения верхней скважины, не являются диспергированными, как и многие передовые полимерные системы, которые содержат мало бентонита или совсем не содержат его. С природными глинами, включенными в недисперсные системы, справляются путем разбавления, инкапсуляции и/или флокуляции. Правильно спроектированная система контроля твердых частиц может использоваться для удаления мелких твердых частиц из системы бурового раствора и поддержания эффективности бурения. Недисперсные полимерные системы с низким содержанием твердых частиц (LSND) основаны на высокомолекулярных и низкомолекулярных полимерах с длинной цепью для обеспечения контроля вязкости и водоотдачи. Низкоколлоидные твердые вещества инкапсулируются и флокулируются для более эффективного удаления с поверхности, что, в свою очередь, снижает требования к разбавлению. Доступны специально разработанные высокотемпературные полимеры, помогающие преодолеть проблемы гелеобразования, которые могут возникать в скважинах с высоким давлением и высокой температурой (HP/HT). ^[3] При надлежащем обращении некоторые системы LSND могут быть взвешены до 17,0–18,0 фунтов на галлон и работать при температуре 350°F и выше.

Дисперсные системы

Дисперсные системы обрабатываются химическими диспергаторами, предназначенными для дефлокуляции глинистых частиц, что позволяет улучшить контроль реологии в буровых растворах с более высокой плотностью. Широко используемые диспергаторы включают лигносульфонаты, лигнитовые добавки и дубильные вещества. Дисперсные системы обычно требуют добавления едкого натра (NaOH) для поддержания уровня pH от 10,0 до 11,0. Диспергирование системы может повысить ее устойчивость к твердым веществам, что позволяет взвешивать до 20,0 фунтов на галлон. Обычно используемая лигносульфонатная система основана на относительно недорогих добавках и знакома большинству операторов и персонала буровых установок. Дополнительные широко используемые дисперсные буровые растворы включают известь и другие катионные системы. Дисперсная система, насыщенная твердыми частицами, также может значительно снизить скорость проходки и способствовать эрозии отверстия.

Морские буровые растворы

Морские буровые растворы часто используются для ингибирования сланцев и для бурения соляных пластов. Также известно, что они препятствуют образованию льдоподобных гидратов, которые могут накапливаться вокруг подводных устьев скважин и оборудования для управления скважинами, блокируя трубопроводы и препятствуя критически важным операциям. Системы без твердых частиц и с низким содержанием твердых частиц могут быть составлены с использованием рассолов высокой плотности, таких как:

• Хлорид кальция
• Кальция бромид
• Цинк бромид
• Формиаты калия и цезия

Полимерные буровые растворы

Полимерные буровые растворы используются для бурения реакционноспособных пластов, где требуется ингибирование сланцев. Часто используемые ингибиторы сланцевания представляют собой соли, гликоли и амины, все из которых несовместимы с использованием бентонита. Эти системы обычно получают профиль вязкости за счет полимеров, таких как ксантановая камедь, а контроль водоотдачи за счет производных крахмала или целлюлозы. Хлорид калия является недорогим и высокоэффективным ингибитором сланцев, который широко используется в качестве основного раствора для полимерных буровых растворов во многих частях мира. Ингибиторы на основе гликоля и аминов могут быть добавлены для дальнейшего усиления ингибирующих свойств этих жидкостей.

Растворы для бурения скважин

Бурение в продуктивной зоне с использованием обычного флюида может привести к целому ряду ранее неизвестных рисков, каждый из которых ухудшает связь коллектора со стволом скважины или уменьшает проницаемость пласта. Это особенно актуально для горизонтальных скважин, где продуктивная зона может подвергаться воздействию бурового раствора в течение длительного интервала времени. Выбор наиболее подходящей жидкостной системы для бурения продуктивной зоны требует глубокого понимания коллектора. Используя данные, полученные в результате лабораторных испытаний образцов керна из тщательно отобранных кернов продуктивной зоны, следует провести исследование чувствительности пластового флюида для определения морфологического и минералогического состава породы-коллектора. Естественные пластовые флюиды должны быть проанализированы для установления их химического состава. Можно смоделировать степень ущерба, который может быть вызван ожидаемыми проблемами, а также эффективность возможных решений для снижения рисков.

Буровой раствор (DIF) представляет собой чистую жидкость, предназначенную для незначительной потери или отсутствия потери естественной проницаемости продуктивной зоны, а также для обеспечения превосходной и легкой очистки ствола скважины. ДИФ могут быть:

• На водной основе
• На основе рассола
• На масляной основе
• На синтетической основе

В дополнение к безопасности и экономичности применения, DIF должен быть совместим с родными флюидами пласта, чтобы избежать осаждения солей или образования эмульсий. Подходящий неповреждающий флюид должен формировать фильтрационную корку на поверхности пласта, но не должен проникать слишком далеко в структуру пор пласта. Фильтрат жидкости должен ингибировать или предотвращать набухание частиц реактивной глины в поровых каналах.

Повреждение пласта обычно вызывается:

• Проникновение и закупорка продуктивной зоны мелкими частицами
• Набухание пластовой глины
• Смешивание несовместимых жидкостей
• Движение частиц порозаполнителя вытесненного пласта
• Изменения смачиваемости породы-коллектора
• Образование эмульсий или водяных пробок

После того, как механизм повреждения уменьшил проницаемость коллектора, редко удается восстановить коллектор до его первоначального состояния.

Жидкости на масляной основе

Системы на масляной основе были разработаны и внедрены в 1960-х годах для решения нескольких проблем бурения:

• Пластовые глины, которые вступают в реакцию, набухают или осыпаются после воздействия WBF
• Повышение температуры в скважине
• Загрязнители
• Заклинивание трубы и крутящий момент и сопротивление

Жидкости на масляной основе (OBF), используемые сегодня, изготавливаются из дизельного топлива, минерального масла или малотоксичных линейных олефинов и парафинов. Олефины и парафины часто называют «синтетиками», хотя некоторые из них получают путем перегонки сырой нефти, а некоторые химическим путем синтезируют из более мелких молекул. Электрическая стабильность внутренней фазы рассола или воды отслеживается, чтобы гарантировать, что прочность эмульсии поддерживается на заданном уровне или близком к нему. Эмульсия должна быть достаточно стабильной, чтобы включать дополнительный объем воды, если встречается поток воды в скважине.

Барит используется для увеличения плотности системы, а специально обработанный органофильный бентонит является основным загустителем в большинстве систем на масляной основе. Эмульгированная водная фаза также влияет на вязкость жидкости. Добавляются органофильные лигнитовые, асфальтовые и полимерные материалы, чтобы помочь контролировать потери жидкости HP/HT (высокое давление/высокая температура). Смачивание маслом необходимо для обеспечения того, чтобы твердые частицы оставались во взвешенном состоянии. Поверхностно-активные вещества, используемые для смачивания нефтью, также могут действовать как разбавители. Системы на масляной основе обычно содержат известь для поддержания повышенного уровня pH, противостоят неблагоприятному воздействию сероводорода (H ₂ S) и двуокиси углерода (CO ₂ ) газов, а также повышают стабильность эмульсии.

Ингибирование сланцев является одним из ключевых преимуществ использования системы на масляной основе. Водная фаза с высокой минерализацией помогает предотвратить гидратацию, набухание и выпадение сланцев в ствол скважины. Большинство традиционных систем буровых растворов на нефтяной основе (OBM) готовятся с раствором хлорида кальция, который, по-видимому, обеспечивает наилучшие ингибирующие свойства для большинства сланцев.

Отношение процентного содержания масла к процентному содержанию воды в жидкой фазе системы на масляной основе называется отношением масло/вода. Системы на масляной основе обычно хорошо работают при соотношении масло/вода в диапазоне от 65/35 до 9.5/5, но чаще всего наблюдается диапазон от 70/30 до 90/10.

Сброс всего флюида или шлама, образовавшегося при использовании OBF, не разрешен в большинстве районов морского бурения. Весь такой выбуренный шлам и отработанные жидкости обрабатываются и отправляются на берег для утилизации. В то время как многие наземные скважины по-прежнему бурятся с использованием жидкостей на основе дизельного топлива, разработка жидкостей на синтетической основе (SBF) в конце 1980-х годов предоставила новые возможности для морских операторов, которые зависят от эффективности бурения систем на нефтяной основе, чтобы помочь удержать общий уровень. затраты на бурение, но требуют более экологически чистых жидкостей. В некоторых регионах мира, таких как Северное море, даже эти жидкости запрещены для сброса в море.

Буровые растворы на синтетической основе

Растворы на синтетической основе были разработаны в связи с растущим желанием уменьшить воздействие морских буровых работ на окружающую среду, но без ущерба для экономической эффективности систем на нефтяной основе.

Как и традиционные OBF, SBF можно использовать для:

• Максимальная скорость проходки (ROP)
• Повышение смазывающей способности наклонно-направленных и горизонтальных скважин
• Сведение к минимуму проблем со стабильностью ствола скважины, например, связанных с химически активными сланцами

Промысловые данные, собранные с начала 1990-х годов, подтверждают, что SBF обеспечивают исключительную производительность бурения, легко сравнимую с жидкостями на основе дизельного топлива и минерального масла.

Во многих морских районах правила, запрещающие сброс бурового шлама, пробуренного с помощью OBF, не применяются к некоторым системам на синтетической основе. Стоимость SBF за баррель может быть выше, но они оказались экономичными во многих морских приложениях по тем же причинам, что и традиционные OBF: высокая скорость проходки и меньшее время простоя, связанное с буровым раствором (NPT). SBF, в состав которых входят линейные альфа-олефины (LAO) и изомеризованные олефины (IO), демонстрируют более низкую кинематическую вязкость, которая требуется в связи с возрастающей важностью вопросов вязкости по мере того, как операторы перемещаются в более глубокие воды. Ранние системы на основе сложных эфиров характеризовались высокой кинематической вязкостью, которая усугублялась при низких температурах, характерных для глубоководных райзеров. Однако более короткая цепь (C ₈ ), разработанный в 2000 году сложный эфир с низкой вязкостью, имеет вязкость, аналогичную или более низкую, чем у других базовых жидкостей, в частности, у интенсивно используемых систем ввода-вывода. Из-за их высокой биоразлагаемости и низкой токсичности сложные эфиры повсеместно признаны лучшими базовыми жидкостями с экологическими характеристиками.

К концу 2001 г. глубоководные скважины давали 59%; нефти, добываемой в Мексиканском заливе. ^[4] До тех пор, пока операторы не начали бурение в этих глубоководных участках, где граница порового давления/градиента трещиноватости (PP/FG) очень узкая, а райзеры длиной в милю не редкость, стандартные синтетические составы обеспечивали удовлетворительные характеристики. Однако проблемы, возникшие из-за глубоководного бурения и изменения экологических норм, побудили к более тщательному изучению нескольких, казалось бы, необходимых добавок.

При низких температурах обычные SBF могут приобретать нежелательно высокую вязкость из-за наличия в системе органофильной глины и лигнитовых добавок. Введение SBF с нулевым или минимальным добавлением органофильной глины и лигнитовых продуктов позволило контролировать реологические свойства и водоотталкивающие свойства посредством характеристик жидкостной эмульсии. К преимуществам этих систем относятся:

• Высокая плоская прочность геля, разрушающаяся при минимальном давлении инициации
• Значительно более низкие эквивалентные циркулирующие плотности (ECD)
• Снижение потерь бурового раствора при бурении, спуске обсадной колонны и цементировании

Полностью нефтяные жидкости

Обычно водная фаза инвертной эмульсии с высокой минерализацией помогает стабилизировать реактивный сланец и предотвратить набухание. Однако буровые растворы, приготовленные на дизельной или синтетической основе и не содержащие водной фазы, используются для бурения длинных сланцевых интервалов, где соленость пластовой воды сильно варьируется. Исключая водную фазу, полностью нефтяной буровой раствор может сохранять стабильность сланца на протяжении всего интервала.

Пневматические буровые растворы

Вместо бурового раствора можно использовать сжатый воздух или газ для циркуляции шлама из ствола скважины. Пневматические жидкости относятся к одной из трех категорий:

• Только воздух или газ
• Аэрированная жидкость
• Пена ^[5]

Пневматические буровые работы требуют специального оборудования для обеспечения безопасного обращения с выбуренной породой и пластовыми флюидами, которые возвращаются на поверхность, а также с резервуарами, компрессорами, линиями и клапанами, связанными с газом, используемым для бурение или аэрация бурового раствора или пены.

За исключением бурения в пластах, содержащих углеводороды или жидкости под высоким давлением, где требуется жидкость высокой плотности для предотвращения проблем с контролем скважины, использование пневматических жидкостей дает несколько преимуществ ^[6] :

• Повреждение пласта незначительное или отсутствует
• Экспресс-оценка шлама на наличие углеводородов
• Предотвращение потери циркуляции
• Значительно более высокая скорость проходки в твердых породах

Специальная продукция

Компании по обслуживанию буровых растворов предлагают широкий спектр добавок, предназначенных для предотвращения или смягчения дорогостоящих задержек в строительстве скважин. Примеры таких продуктов включают:

• Материалы для борьбы с поглощением (LCM), которые помогают предотвратить или остановить забой бурового раствора в слабые или истощенные пласты.
• Затирочные жидкости, помогающие высвободить застрявшую трубу.
• Смазочные материалы для WBF, уменьшающие крутящий момент и сопротивление и облегчающие бурение в условиях больших углов.
• Защитные химикаты (например, ингибиторы накипи и коррозии, биоциды и поглотители H ₂ S), которые предотвращают повреждение труб и персонала.

Материалы для борьбы с потерями в обращении

Доступны многие типы LCM для устранения потерь:

• Карбонат кальция
• Слюда
• Волокнистый материал
• Целлофан
• Дробленая скорлупа грецкого ореха

Разработка деформируемых графитовых материалов, которые могут непрерывно изолировать трещины в условиях изменяющегося давления, позволила операторам более последовательно устранять некоторые виды потерь. Применение этих и подобных материалов для предотвращения или замедления физической дестабилизации ствола скважины оказалось успешным. Гидратируемые и быстро затвердевающие таблетки от потери циркуляции также эффективны для лечения тяжелых и полных потерь. Некоторые из этих быстродействующих таблеток можно смешивать и закачивать с помощью стандартного бурового оборудования, в то время как для других требуется специальное оборудование для смешивания и закачки.

Жидкости для заливки

Большинство жидкостей для заливки предназначены для проникновения и разрушения корки вокруг бурильной колонны. Период замачивания обычно требуется для достижения результатов. Жидкости для заливки обычно готовятся на основе базовой жидкости и добавок, которые могут быть введены в активную систему бурового раствора без неблагоприятных последствий после освобождения трубы и/или возобновления циркуляции.

Смазочные материалы

Смазочные материалы могут содержать материалы на углеводородной основе или могут быть разработаны специально для использования в областях, где экологические нормы запрещают использование присадок на масляной основе. Крошечные стеклянные или полимерные шарики также могут быть добавлены в буровой раствор для повышения смазывающей способности. Смазочные материалы предназначены для уменьшения трения при контакте металла с металлом и для обеспечения смазывающей способности бурильной колонны в открытом стволе, особенно в наклонно-направленных скважинах, где бурильная колонна, вероятно, будет постоянно контактировать со стволом скважины.

Коррозия, ингибиторы, биоциды и поглотители

Коррозия вызывает большую часть уноса бурильных труб и повреждения обсадных труб, буровых насосов, долот и скважинных инструментов. По мере повышения температуры в скважине коррозия также увеличивается с соответствующей скоростью, если бурильная колонна не защищена химической обработкой. Абразивные материалы в буровом растворе могут ускорить коррозию, стирая защитную пленку. Коррозия, как правило, вызывается одним или несколькими факторами, в том числе:

• Воздействие кислорода, H ₂ S и/или CO ₂
• Бактериальная активность в буровом растворе
• Высокотемпературная среда
• Контакт с серосодержащими материалами

Купоны бурильной колонны могут быть вставлены между стыками бурильных труб при спуске трубы в скважине. Когда трубу в следующий раз извлекают из скважины, можно осмотреть образец на наличие признаков точечной коррозии и коррозии, чтобы определить, подвергаются ли компоненты бурильной колонны аналогичным повреждениям.

H ₂ S и CO ₂ часто присутствуют в одном и том же пласте. Обработка поглотителями и ингибиторами должна быть разработана для противодействия обоим газам, если приток происходит из-за отрицательных условий бурения. Поддержание высокого уровня pH помогает контролировать H ₂ S и CO ₂ и предотвращает закисание бурового раствора бактериями. Бактерии также можно контролировать с помощью микробиоцидной добавки.

Ссылки

1. ↑ World Oil 2004 Жидкости для бурения, заканчивания и ремонта скважин. 2004. Мировая нефть 225 (6): F-1.
2. ↑ Отчет о рынке нефтяных месторождений за 2004 г. Spears & Assoc. Inc., Талса, Оклахома, www.spearsresearch.com.
3. ↑ Мейсон, В. и Глисон, Д. 2003. Система, разработанная для глубоких горячих скважин. Американский репортер по нефти и газу 46 (8): 70.
4. ↑ Сводная информация о глубоководной добыче по годам, регион Мексиканского залива, морская информация. Служба управления минеральными ресурсами, Министерство внутренних дел США, www.gomr.mms.gov/homepg/offshore/deepwatr/summary.asp.
5. ↑ Lyons, W.C., Guo, B., and Seidel, F. 2001. Руководство по пневмо- и газовому бурению. Нью-Йорк: Макгроу-Хилл.
6. ↑ Неграо, А.Ф., Лаге, А.С.В.М., и Кунья, Дж.К., 1999. Обзор бурения воздухом, газом и пеной в Бразилии. SPE Drill & Compl 14 (2): 109-114. SPE-56865-PA. http://dx.doi.org/10.2118/56865-PA

Примечательные статьи в OnePetro

А. Р. Исмаил, А. Камис, San Boon Engineering; К. С. Фу, Технологический университет Малайзии: Характеристики систем буровых растворов на основе смешанных минеральных эфиров на основе эфирных масел, 2001-044, http://dx.doi.org/10.2118/2001-044

Мохаммад Ф. Закария, SPE, Маен Хусейн, SPE: Новый буровой раствор на основе наночастиц с улучшенными характеристиками, 156992-MS, http://dx. doi.org/10.2118/156992-MS

Внешние ссылки

См. также

Буровые растворы

PEH: буровые растворы

Типы буровых растворов — PetroWiki

Существует несколько различных типов буровых растворов в зависимости от их состава и применения. Три ключевых фактора, которые определяют выбор типа бурового раствора для конкретной скважины:

• Стоимость
• Технические характеристики
• Воздействие на окружающую среду.

Выбор правильного типа жидкости для конкретных условий является важной частью успешного бурения.

Содержание

• 1 Классификация буровых растворов
  • 1.1 Жидкости на водной основе
    • 1.1.1 Недисперсные системы
    • 1.1.2 Дисперсные системы
    • 1.1.3 Морские буровые растворы
    • 1.1.4 Полимерные буровые растворы
  • 1.2 Буровые растворы
  • 1.3 Жидкости на масляной основе
  • 1.4 Буровые растворы на синтетической основе
  • 1,5 Полностью масляные жидкости
  • 1. 6 Пневматические буровые растворы
  • 1.7 Специальные продукты
    • 1.7.1 Материалы для борьбы с поглощением
    • 1.7.2 Жидкости для окраски
    • 1.7.3 Смазочные материалы
    • 1.7.4 Коррозия, ингибиторы, биоциды и поглотители
• 2 Каталожные номера
• 3 примечательных статьи в OnePetro
• 4 Внешние ссылки
• 5 См. также

Классификация буровых растворов

Ежегодная классификация буровых растворов World Oil ^[1] перечисляет девять различных категорий буровых растворов, в том числе:

• Системы пресной воды
• Морские системы
• Системы на масляной или синтетической основе
• Пневматические (воздушные, туманные, пенные, газовые) «жидкостные» системы

Три ключевых фактора обычно определяют тип жидкости, выбранной для конкретной скважины:

• Стоимость
• Технические характеристики
• Воздействие на окружающую среду

Жидкости на водной основе (WBF) являются наиболее широко используемыми системами и считаются менее дорогими, чем жидкости на масляной основе (OBF) или жидкости на синтетической основе (SBF). OBF и SBF, также известные как инвертно-эмульсионные системы, имеют нефтяную или синтетическую базовую жидкость в качестве непрерывной (или внешней) фазы и рассол в качестве внутренней фазы. Системы с обращенной эмульсией имеют более высокую стоимость за единицу, чем большинство жидкостей на водной основе, поэтому их часто выбирают, когда скважинные условия требуют надежного ингибирования сланцев и/или превосходной смазывающей способности. Системы на водной основе и системы с обращенной эмульсией могут быть разработаны таким образом, чтобы выдерживать относительно высокие температуры в скважине. Пневматические системы чаще всего применяются в областях, где пластовое давление относительно низкое, а риск потери циркуляции или повреждения пласта относительно высок. Для использования этих систем требуется специальное оборудование для регулирования давления, которое поможет предотвратить развитие опасных условий при обнаружении углеводородов.

Растворы на водной основе

Растворы на водной основе (WBF) используются для бурения примерно 80% всех скважин. ^[2] Базовой жидкостью может быть пресная вода, морская вода, рассол, насыщенный рассол или рассол формиата. Выбор типа жидкости зависит от предполагаемых условий скважины или от конкретного интервала бурения скважины. Например, поверхностный интервал обычно бурят буровым раствором низкой плотности на основе воды или морской воды, который содержит мало коммерческих добавок. Эти системы включают природные глины в процессе бурения. Также может быть добавлено некоторое количество коммерческого бентонита или аттапульгита, чтобы помочь в контроле водоотдачи и повысить эффективность очистки скважины. После того, как обсадная колонна смонтирована и зацементирована, оператор часто продолжает бурение с помощью WBF, если условия скважины не требуют замены системы на нефтяной или синтетической основе.

WBF делятся на две большие категории: нерассеянные и рассредоточенные.

Недисперсные системы

Простые гелево-водные системы, используемые для бурения верхней скважины, не являются диспергированными, как и многие передовые полимерные системы, которые содержат мало бентонита или совсем не содержат его. С природными глинами, включенными в недисперсные системы, справляются путем разбавления, инкапсуляции и/или флокуляции. Правильно спроектированная система контроля твердых частиц может использоваться для удаления мелких твердых частиц из системы бурового раствора и поддержания эффективности бурения. Недисперсные полимерные системы с низким содержанием твердых частиц (LSND) основаны на высокомолекулярных и низкомолекулярных полимерах с длинной цепью для обеспечения контроля вязкости и водоотдачи. Низкоколлоидные твердые вещества инкапсулируются и флокулируются для более эффективного удаления с поверхности, что, в свою очередь, снижает требования к разбавлению. Доступны специально разработанные высокотемпературные полимеры, помогающие преодолеть проблемы гелеобразования, которые могут возникать в скважинах с высоким давлением и высокой температурой (HP/HT). ^[3] При надлежащем обращении некоторые системы LSND могут быть взвешены до 17,0–18,0 фунтов на галлон и работать при температуре 350°F и выше.

Дисперсные системы

Дисперсные системы обрабатываются химическими диспергаторами, предназначенными для дефлокуляции глинистых частиц, что позволяет улучшить контроль реологии в буровых растворах с более высокой плотностью. Широко используемые диспергаторы включают лигносульфонаты, лигнитовые добавки и дубильные вещества. Дисперсные системы обычно требуют добавления едкого натра (NaOH) для поддержания уровня pH от 10,0 до 11,0. Диспергирование системы может повысить ее устойчивость к твердым веществам, что позволяет взвешивать до 20,0 фунтов на галлон. Обычно используемая лигносульфонатная система основана на относительно недорогих добавках и знакома большинству операторов и персонала буровых установок. Дополнительные широко используемые дисперсные буровые растворы включают известь и другие катионные системы. Дисперсная система, насыщенная твердыми частицами, также может значительно снизить скорость проходки и способствовать эрозии отверстия.

Морские буровые растворы

Морские буровые растворы часто используются для ингибирования сланцев и для бурения соляных пластов. Также известно, что они препятствуют образованию льдоподобных гидратов, которые могут накапливаться вокруг подводных устьев скважин и оборудования для управления скважинами, блокируя трубопроводы и препятствуя критически важным операциям. Системы без твердых частиц и с низким содержанием твердых частиц могут быть составлены с использованием рассолов высокой плотности, таких как:

• Хлорид кальция
• Кальция бромид
• Цинк бромид
• Формиаты калия и цезия

Полимерные буровые растворы

Полимерные буровые растворы используются для бурения реакционноспособных пластов, где требуется ингибирование сланцев. Часто используемые ингибиторы сланцевания представляют собой соли, гликоли и амины, все из которых несовместимы с использованием бентонита. Эти системы обычно получают профиль вязкости за счет полимеров, таких как ксантановая камедь, а контроль водоотдачи за счет производных крахмала или целлюлозы. Хлорид калия является недорогим и высокоэффективным ингибитором сланцев, который широко используется в качестве основного раствора для полимерных буровых растворов во многих частях мира. Ингибиторы на основе гликоля и аминов могут быть добавлены для дальнейшего усиления ингибирующих свойств этих жидкостей.

Растворы для бурения скважин

Бурение в продуктивной зоне с использованием обычного флюида может привести к целому ряду ранее неизвестных рисков, каждый из которых ухудшает связь коллектора со стволом скважины или уменьшает проницаемость пласта. Это особенно актуально для горизонтальных скважин, где продуктивная зона может подвергаться воздействию бурового раствора в течение длительного интервала времени. Выбор наиболее подходящей жидкостной системы для бурения продуктивной зоны требует глубокого понимания коллектора. Используя данные, полученные в результате лабораторных испытаний образцов керна из тщательно отобранных кернов продуктивной зоны, следует провести исследование чувствительности пластового флюида для определения морфологического и минералогического состава породы-коллектора. Естественные пластовые флюиды должны быть проанализированы для установления их химического состава. Можно смоделировать степень ущерба, который может быть вызван ожидаемыми проблемами, а также эффективность возможных решений для снижения рисков.

Буровой раствор (DIF) представляет собой чистую жидкость, предназначенную для незначительной потери или отсутствия потери естественной проницаемости продуктивной зоны, а также для обеспечения превосходной и легкой очистки ствола скважины. ДИФ могут быть:

• На водной основе
• На основе рассола
• На масляной основе
• На синтетической основе

В дополнение к безопасности и экономичности применения, DIF должен быть совместим с родными флюидами пласта, чтобы избежать осаждения солей или образования эмульсий. Подходящий неповреждающий флюид должен формировать фильтрационную корку на поверхности пласта, но не должен проникать слишком далеко в структуру пор пласта. Фильтрат жидкости должен ингибировать или предотвращать набухание частиц реактивной глины в поровых каналах.

Повреждение пласта обычно вызывается:

• Проникновение и закупорка продуктивной зоны мелкими частицами
• Набухание пластовой глины
• Смешивание несовместимых жидкостей
• Движение частиц порозаполнителя вытесненного пласта
• Изменения смачиваемости породы-коллектора
• Образование эмульсий или водяных пробок

После того, как механизм повреждения уменьшил проницаемость коллектора, редко удается восстановить коллектор до его первоначального состояния.

Жидкости на масляной основе

Системы на масляной основе были разработаны и внедрены в 1960-х годах для решения нескольких проблем бурения:

• Пластовые глины, которые вступают в реакцию, набухают или осыпаются после воздействия WBF
• Повышение температуры в скважине
• Загрязнители
• Заклинивание трубы и крутящий момент и сопротивление

Жидкости на масляной основе (OBF), используемые сегодня, изготавливаются из дизельного топлива, минерального масла или малотоксичных линейных олефинов и парафинов. Олефины и парафины часто называют «синтетиками», хотя некоторые из них получают путем перегонки сырой нефти, а некоторые химическим путем синтезируют из более мелких молекул. Электрическая стабильность внутренней фазы рассола или воды отслеживается, чтобы гарантировать, что прочность эмульсии поддерживается на заданном уровне или близком к нему. Эмульсия должна быть достаточно стабильной, чтобы включать дополнительный объем воды, если встречается поток воды в скважине.

Барит используется для увеличения плотности системы, а специально обработанный органофильный бентонит является основным загустителем в большинстве систем на масляной основе. Эмульгированная водная фаза также влияет на вязкость жидкости. Добавляются органофильные лигнитовые, асфальтовые и полимерные материалы, чтобы помочь контролировать потери жидкости HP/HT (высокое давление/высокая температура). Смачивание маслом необходимо для обеспечения того, чтобы твердые частицы оставались во взвешенном состоянии. Поверхностно-активные вещества, используемые для смачивания нефтью, также могут действовать как разбавители. Системы на масляной основе обычно содержат известь для поддержания повышенного уровня pH, противостоят неблагоприятному воздействию сероводорода (H ₂ S) и двуокиси углерода (CO ₂ ) газов, а также повышают стабильность эмульсии.

Ингибирование сланцев является одним из ключевых преимуществ использования системы на масляной основе. Водная фаза с высокой минерализацией помогает предотвратить гидратацию, набухание и выпадение сланцев в ствол скважины. Большинство традиционных систем буровых растворов на нефтяной основе (OBM) готовятся с раствором хлорида кальция, который, по-видимому, обеспечивает наилучшие ингибирующие свойства для большинства сланцев.

Отношение процентного содержания масла к процентному содержанию воды в жидкой фазе системы на масляной основе называется отношением масло/вода. Системы на масляной основе обычно хорошо работают при соотношении масло/вода в диапазоне от 65/35 до 9.5/5, но чаще всего наблюдается диапазон от 70/30 до 90/10.

Сброс всего флюида или шлама, образовавшегося при использовании OBF, не разрешен в большинстве районов морского бурения. Весь такой выбуренный шлам и отработанные жидкости обрабатываются и отправляются на берег для утилизации. В то время как многие наземные скважины по-прежнему бурятся с использованием жидкостей на основе дизельного топлива, разработка жидкостей на синтетической основе (SBF) в конце 1980-х годов предоставила новые возможности для морских операторов, которые зависят от эффективности бурения систем на нефтяной основе, чтобы помочь удержать общий уровень. затраты на бурение, но требуют более экологически чистых жидкостей. В некоторых регионах мира, таких как Северное море, даже эти жидкости запрещены для сброса в море.

Буровые растворы на синтетической основе

Растворы на синтетической основе были разработаны в связи с растущим желанием уменьшить воздействие морских буровых работ на окружающую среду, но без ущерба для экономической эффективности систем на нефтяной основе.

Как и традиционные OBF, SBF можно использовать для:

• Максимальная скорость проходки (ROP)
• Повышение смазывающей способности наклонно-направленных и горизонтальных скважин
• Сведение к минимуму проблем со стабильностью ствола скважины, например, связанных с химически активными сланцами

Промысловые данные, собранные с начала 1990-х годов, подтверждают, что SBF обеспечивают исключительную производительность бурения, легко сравнимую с жидкостями на основе дизельного топлива и минерального масла.

Во многих морских районах правила, запрещающие сброс бурового шлама, пробуренного с помощью OBF, не применяются к некоторым системам на синтетической основе. Стоимость SBF за баррель может быть выше, но они оказались экономичными во многих морских приложениях по тем же причинам, что и традиционные OBF: высокая скорость проходки и меньшее время простоя, связанное с буровым раствором (NPT). SBF, в состав которых входят линейные альфа-олефины (LAO) и изомеризованные олефины (IO), демонстрируют более низкую кинематическую вязкость, которая требуется в связи с возрастающей важностью вопросов вязкости по мере того, как операторы перемещаются в более глубокие воды. Ранние системы на основе сложных эфиров характеризовались высокой кинематической вязкостью, которая усугублялась при низких температурах, характерных для глубоководных райзеров. Однако более короткая цепь (C ₈ ), разработанный в 2000 году сложный эфир с низкой вязкостью, имеет вязкость, аналогичную или более низкую, чем у других базовых жидкостей, в частности, у интенсивно используемых систем ввода-вывода. Из-за их высокой биоразлагаемости и низкой токсичности сложные эфиры повсеместно признаны лучшими базовыми жидкостями с экологическими характеристиками.

К концу 2001 г. глубоководные скважины давали 59%; нефти, добываемой в Мексиканском заливе. ^[4] До тех пор, пока операторы не начали бурение в этих глубоководных участках, где граница порового давления/градиента трещиноватости (PP/FG) очень узкая, а райзеры длиной в милю не редкость, стандартные синтетические составы обеспечивали удовлетворительные характеристики. Однако проблемы, возникшие из-за глубоководного бурения и изменения экологических норм, побудили к более тщательному изучению нескольких, казалось бы, необходимых добавок.

При низких температурах обычные SBF могут приобретать нежелательно высокую вязкость из-за наличия в системе органофильной глины и лигнитовых добавок. Введение SBF с нулевым или минимальным добавлением органофильной глины и лигнитовых продуктов позволило контролировать реологические свойства и водоотталкивающие свойства посредством характеристик жидкостной эмульсии. К преимуществам этих систем относятся:

• Высокая плоская прочность геля, разрушающаяся при минимальном давлении инициации
• Значительно более низкие эквивалентные циркулирующие плотности (ECD)
• Снижение потерь бурового раствора при бурении, спуске обсадной колонны и цементировании

Полностью нефтяные жидкости

Обычно водная фаза инвертной эмульсии с высокой минерализацией помогает стабилизировать реактивный сланец и предотвратить набухание. Однако буровые растворы, приготовленные на дизельной или синтетической основе и не содержащие водной фазы, используются для бурения длинных сланцевых интервалов, где соленость пластовой воды сильно варьируется. Исключая водную фазу, полностью нефтяной буровой раствор может сохранять стабильность сланца на протяжении всего интервала.

Пневматические буровые растворы

Вместо бурового раствора можно использовать сжатый воздух или газ для циркуляции шлама из ствола скважины. Пневматические жидкости относятся к одной из трех категорий:

• Только воздух или газ
• Аэрированная жидкость
• Пена ^[5]

Пневматические буровые работы требуют специального оборудования для обеспечения безопасного обращения с выбуренной породой и пластовыми флюидами, которые возвращаются на поверхность, а также с резервуарами, компрессорами, линиями и клапанами, связанными с газом, используемым для бурение или аэрация бурового раствора или пены.

За исключением бурения в пластах, содержащих углеводороды или жидкости под высоким давлением, где требуется жидкость высокой плотности для предотвращения проблем с контролем скважины, использование пневматических жидкостей дает несколько преимуществ ^[6] :

• Повреждение пласта незначительное или отсутствует
• Экспресс-оценка шлама на наличие углеводородов
• Предотвращение потери циркуляции
• Значительно более высокая скорость проходки в твердых породах

Специальная продукция

Компании по обслуживанию буровых растворов предлагают широкий спектр добавок, предназначенных для предотвращения или смягчения дорогостоящих задержек в строительстве скважин. Примеры таких продуктов включают:

• Материалы для борьбы с поглощением (LCM), которые помогают предотвратить или остановить забой бурового раствора в слабые или истощенные пласты.
• Затирочные жидкости, помогающие высвободить застрявшую трубу.
• Смазочные материалы для WBF, уменьшающие крутящий момент и сопротивление и облегчающие бурение в условиях больших углов.
• Защитные химикаты (например, ингибиторы накипи и коррозии, биоциды и поглотители H ₂ S), которые предотвращают повреждение труб и персонала.

Материалы для борьбы с потерями в обращении

Доступны многие типы LCM для устранения потерь:

• Карбонат кальция
• Слюда
• Волокнистый материал
• Целлофан
• Дробленая скорлупа грецкого ореха

Разработка деформируемых графитовых материалов, которые могут непрерывно изолировать трещины в условиях изменяющегося давления, позволила операторам более последовательно устранять некоторые виды потерь. Применение этих и подобных материалов для предотвращения или замедления физической дестабилизации ствола скважины оказалось успешным. Гидратируемые и быстро затвердевающие таблетки от потери циркуляции также эффективны для лечения тяжелых и полных потерь. Некоторые из этих быстродействующих таблеток можно смешивать и закачивать с помощью стандартного бурового оборудования, в то время как для других требуется специальное оборудование для смешивания и закачки.

Жидкости для заливки

Большинство жидкостей для заливки предназначены для проникновения и разрушения корки вокруг бурильной колонны. Период замачивания обычно требуется для достижения результатов. Жидкости для заливки обычно готовятся на основе базовой жидкости и добавок, которые могут быть введены в активную систему бурового раствора без неблагоприятных последствий после освобождения трубы и/или возобновления циркуляции.

Смазочные материалы

Смазочные материалы могут содержать материалы на углеводородной основе или могут быть разработаны специально для использования в областях, где экологические нормы запрещают использование присадок на масляной основе. Крошечные стеклянные или полимерные шарики также могут быть добавлены в буровой раствор для повышения смазывающей способности. Смазочные материалы предназначены для уменьшения трения при контакте металла с металлом и для обеспечения смазывающей способности бурильной колонны в открытом стволе, особенно в наклонно-направленных скважинах, где бурильная колонна, вероятно, будет постоянно контактировать со стволом скважины.

Коррозия, ингибиторы, биоциды и поглотители

Коррозия вызывает большую часть уноса бурильных труб и повреждения обсадных труб, буровых насосов, долот и скважинных инструментов. По мере повышения температуры в скважине коррозия также увеличивается с соответствующей скоростью, если бурильная колонна не защищена химической обработкой. Абразивные материалы в буровом растворе могут ускорить коррозию, стирая защитную пленку. Коррозия, как правило, вызывается одним или несколькими факторами, в том числе:

• Воздействие кислорода, H ₂ S и/или CO ₂
• Бактериальная активность в буровом растворе
• Высокотемпературная среда
• Контакт с серосодержащими материалами

Купоны бурильной колонны могут быть вставлены между стыками бурильных труб при спуске трубы в скважине. Когда трубу в следующий раз извлекают из скважины, можно осмотреть образец на наличие признаков точечной коррозии и коррозии, чтобы определить, подвергаются ли компоненты бурильной колонны аналогичным повреждениям.

H ₂ S и CO ₂ часто присутствуют в одном и том же пласте. Обработка поглотителями и ингибиторами должна быть разработана для противодействия обоим газам, если приток происходит из-за отрицательных условий бурения. Поддержание высокого уровня pH помогает контролировать H ₂ S и CO ₂ и предотвращает закисание бурового раствора бактериями. Бактерии также можно контролировать с помощью микробиоцидной добавки.

Ссылки

1. ↑ World Oil 2004 Жидкости для бурения, заканчивания и ремонта скважин. 2004. Мировая нефть 225 (6): F-1.
2. ↑ Отчет о рынке нефтяных месторождений за 2004 г. Spears & Assoc. Inc., Талса, Оклахома, www.spearsresearch.com.
3. ↑ Мейсон, В. и Глисон, Д. 2003. Система, разработанная для глубоких горячих скважин.