Буровые растворы, назначение, виды, основные свойства.

Буровые растворы предназначены для очистки забоя от выбуренной породы, удержания кусочков шлама на весу при остановке циркуляции раствора, для создания противодавления на пласт, для подачи гидравлической мощности к забойным двигателям, для охлаждения долота и облегчения разрушения призабойной зоны пласта, для оказания физико-химического воздействия на стенки скважины с целью предупреждения их разрушения, для образования глинистой корки на стенках скважины и для обеспечения проницаемости продуктивных пластов при их вскрытии. К промывочным жидкостям предъявляют следующие требования:

· не загрязнять пласты;

· легко очищаться от шлама и дегазироваться;

· легко регулировать свои свойства;

· быть достаточно термо- и солестойким;

· не мешать проведению геофизических исследований;

· быть экологичным и дешевым.

Классификация буровых промывочных жидкостей (БПЖ).

1. ПЖ на водной основе:

· безглинистые (вода, безглинистые водные растворы, суспензии, безглинистые полимерные растворы);

· глинистые растворы (на пресной воде, на минерализованной воде, глинистые растворы, ингибирующие глинистые растворы, известковые, гипсовые и хлоркальциевые);

2. ПЖ на неводной основе - растворы на углеводородной основе, дегазированная нефть и нефтепродукты;

3. Аэрированные растворы:

· аэрированные жидкости (до 15 % воздуха);

· пены (до 60 % воздуха);

4. Газообразные рабочие агенты - воздух, природный газ и выхлопные газы двигателя внутреннего сгорания, продукты горения.

Вода в качестве промывочной жидкости может быть применена в районах, где геологический разрез сложен твердыми породами, не обваливающимися в скважину без глинизации ее стенки. В этих условиях промывка скважины водой становится наиболее выгодной из-за ее большой подвижности, малой вязкоcти и относительно небольшой плотности. В результате уменьшаются гидравлические сопротивления в бурильной колонне, турбобуре, долоте и затрубном пространстве, облегчаются условия работы буровых насосов, повышается их подача и увеличивается мощность турбобура.

Однако как промывочная жидкость вода имеет два существенных недостатка. Во-первых, возникает опасность прихвата бурильной колонны, так как вода не способна удерживать во взвешенном состоянии частицы выбуренной породы при прекращении циркуляции. Во вторых, могут быть обвалы пород со стенки скважины, так как вода не обеспечивает должного гидростатического давления. Кроме того, обвалы объясняются физико-химическими воздействиями воды на породу, слагающую стенку скважины.

Глинистые растворы приготовляют из глины и воды. Однако не всякая глина пригодна для этого.

Глина – смесь глинистых минералов, придающих ей свойства пластичности, и твердых минералов (песка, карбонатов), осложняющих процесс качественного приготовления глинистого раствора. Наиболее распространенные глинистые минералы, входящие в состав глин: каолинит Al₂O₃·2SiO₂·2H₂O, галлуизит Al₂O₃·2SiO₂·3H₂O, монтмориллонит Al₂O₃·4SiO₂·2H₂O. При большом содержании твердых минералов (примесей) глины превращаются в мергели, глинистые пески и другие осадочные горные породы, обладающие незначительной пластичностью.

Глинистые частицы имеют вид плоских чешуйчатых пластинок. Следовательно, площадь контакта их соприкосновения больше, чем при сближении зерен песка, имеющих круглую форму.

При смачивании глины водой молекулы воды проникают между пластинками глины и раздвигают их. Вследствие этого объем глины увеличивается за счет ее набухания, глинистые частицы удаляются друг от друга, силы притяжения между ними ослабевают и глинистый комочек распадается на мельчайшие частицы, покрытые водной оболочкой. Так происходит раздробление (диспергирование) глины в воде и образование глинистого раствора.

Таким образом, для получения глинистого раствора хорошего качества необходимо применять высокосортную глину и совершенные методы приготовления глинистого раствора.

Качество глинистого раствора характеризуется целым рядом параметров: плотностью, вязкостью, водоотдачей, статическим спряжением сдвига и др.

Плотность глинистого раствора – физическая величина, измеряемая отношением массы раствора к его объему. Чем больше плотность раствора, тем большее давление оказывает он на забой и стенку скважины.

При бурении скважины необходимо, чтобы давление столба жидкости в скважине несколько превышало давление в проходимых нефтеносных, газоносных или водоносных пластах. Поэтому плотность применяемого глинистого раствора должна соответствовать этому требованию.

При разбуривании горизонтов, предрасположенных к обваливанию пород, следует увеличивать плотность. В случае прохождения трещиноватых, кавернозных пластов следует, наоборот, уменьшить плотность раствора, чтобы предотвратить его уход в эти горизонты. В неосложненных условиях бурения плотность глинистого раствора поддерживают в пределах 1180 – 1220 кг/м³.

Вязкость (внутреннее трение) – свойство жидкостей и газов оказывать сопротивление перемещению одной их части относительно другой. Внутреннее трение, возникающее при движении глинистого раствора, слагается из трения между молекулами физически связанной воды, между глинистыми частицами, также между молекулами физически связанной воды и глинистыми частицами. Из этих трех видов трения наименьшее трение между молекулами воды. Поэтому повышение содержания физически связанной воды приводит к уменьшению, а повышение концентрации глинистой фазы – к увеличению вязкости глинистого раствора. Кроме того, вязкость глинистого раствора зависит от степени дисперсности глины в воде. В значительной мере влияет на вязкость также химическая обработка глинистого раствора и действие растворимых в воде пород и минеральных солей, находящихся в пластовых водах.

Водоотдача – способность раствора при определенных условиях отдавать воду пористым породам. При бурении скважины глинистый раствор под влиянием перепада давления проникает в поры пластов и со временем закупоривает (глинизирует) их. Образовавшаяся на стенке скважины глинистая корка препятствует проникновению в пласты даже очень малых частиц глины, но не задерживает воду, отделяющуюся от глинистого раствора.

Если применяется глинистый раствор низкого качества, то на стенке скважины образуется толстая, рыхлая и неплотная глинистая корка, через которую отфильтровывается вода в пласт. Образование толстой глинистой корки сужает ствол скважины, что может вызвать прилипание (прихват) бурильной колонны. Кроме того, проникновение отфильтрованной воды в породы может привести к их набуханию и обвалам. В связи с этим всегда стремятся максимально снизить водоотдачу глинистого раствора.

Статическое напряжение сдвига характеризует прочность структуры неподвижного раствора. Эта прочность возрастает с течением времени, прошедшего с момента перемешивания глинистого раствора. Было установлено, что этот параметр целесообразно измерять через 1 мин и 10 мин после окончания перемешивания. Разница в результатах измерений показывает, насколько упрочнилась структура глинистого раствора за 10 мин.

При бурении скважины глинистый раствор подвержен воздействию частиц выбуренной породы, пресных и минерализованных пластовых вод, температуры и давления, что, как правило, приводит к изменению параметров раствора в худшую сторону, И дальнейшее бурение без принятых мер становится невозможным. Во избежание этого в глинистый раствор добавляют химические реагенты, условно подразделяющиеся на три группы: реагенты – понизители водоотдачи, реагенты – понизители вязкости и реагенты специального назначения. Кратко рассмотрим наиболее распространенные реагенты каждой группы.

Реагенты – понизители водоотдачи. Из этих реагентов наиболее широко применяют углещелочной реагент (УЩР), сульфит-спиртовую барду (ССБ) и карбоксиметилцеллюлозу (КМЦ).

Углещелочной реагент получают из бурого угля и каустической соды (NaOH), в результате реакции которых образуются натриевые соли гуминовых кислот – гуматы натрия, являющиеся вместе с избытками каустической соды основными активными веществами реагента.

Вследствие избытка каустической соды расщепляются (пептизируются) глинистые частицы. Всегда имеющаяся в глинистом растворе физически связанная вода расходуется на обволакивание вновь образовавшихся частиц и утолщение существующих гидратных оболочек, это приводит к уменьшению водоотдачи. Одновременно с этим на поверхностях глинистых частиц адсорбируются гуматы натрия, что приводит к интенсивному утолщению гидратных оболочек. В результате способность к слипанию глинистых частиц резко падает, статистическое напряжение сдвига уменьшается. Поэтому глинистые растворы, чрезмерно обработанные углещелочными реагентами, в связи с высокой дисперсностью глинистых частиц становятся вязкими, но бесструктурными.

Сульфит-спиртовая барда – отход целлюлозной промышленности. Содержащиеся в ней лигносульфоновые кислоты и их соли хорошо снижают водоотдачу глинистых растворов, подвергшихся воздействию минерализованных пластовых вод. Активность ССБ как понизителя водоотдачи пропорциональна количеству ее в растворе. Расход реагента обычно велик и достигает 50% от объема обрабатываемого раствора. Действие ССБ на глинистые растворы, не содержащие минерализованных вод, менее эффективно. Однако некоторого снижения водоотдачи при одновременном уменьшении вязкости можно достигнуть и при обработке пресных растворов.

В последнее время широко применяют конденсированную сульфит-спиртовую барду (КССБ) нескольких марок. Этот реагент – продукт конденсации ССБ, формалина, фенола, хромата, серной кислоты с последующей нейтрализацией NaOH. Применяется он для снижения водоотдачи пресных (снижается и вязкость) и минерализованных растворов. В зависимости от марки КССБ реагент применяют для обработки растворов, имеющих температуру 130 – 180° С.

Карбоксиметилцеллюлоза предназначена для обработки сильно минерализованных глинистых растворов, однако с успехом применяется и для снижения водоотдачи глинистых растворов, не содержащих солей. Этот реагент представляет собой натриевую соль целлюлозно-гликолевой кислоты и получается при переработке древесины. Хорошо снижает водоотдачу и повышает вязкость пресных растворов, но снижает водоотдачу и резко уменьшает вязкость минерализованных растворов. Чем больше степень минерализации раствора, тем больше следует добавлять реагента. КМЦ – универсальный реагент, который активно улучшает почти все параметры глинистого раствора. Раствор, обработанный КМЦ, сохраняет свои свойства в условиях продолжительного влияния температуры до160 – 180° С.

Реагенты – понизители вязкости. Из этих реагентов наиболее часто применяются окзил, нитролигиин и сунил.

Реагенты специально го назначения – каустическая сода, кальцинированная сода, жидкое стекло, поваренная соль, известь, хроматы и бихроматы.

Каустическая сода NaOH используется в основном для приготовления УЩР, ССБ, нитролигнина и др.

Кальцинированная сода Na₂CO₂ применяется для улучшения диспергирования глин при приготовлении глинистого раствора, снижая при этом водоотдачу, вязкость и статическое напряжение сдвига раствора.

Жидкое стекло Na₂SiO₂ позволяет изменять вязкость и статическое напряжение сдвига в довольно широких пределах. Если требуется незначительно увеличить статическое напряжение сдвига, то жидкое стекло нужно добавить не более 0,75% к объему глинистого раствора. При добавлении к глинистому раствору 2,5 – 3% жидкого стекла можно получить высоковязкий раствор с большим статическим напряжением сдвига, пригодный для борьбы с поглощениями.

Нефть (дизельное топливо) добавляют в приемные емкости буровых насосов, содержащие глинистый раствор. Хорошее перемешивание смеси достигается после двух-трех циклов покачивания ее по циркуляционной системе.

Бурение с промывкой эмульсионным глинистым раствором позволяет уменьшить толщину и липкость глинистой корки, образующейся на стенке скважины, следовательно, снизить опасность прилипания (прихвата) бурильной колонны к стенке скважины и поэтому улучшить условия ее эксплуатации. Благоприятные условия создаются и для работы долота на забое скважины, что способствует сокращению числа долот на скважину и увеличению скорости бурения.

Однако растворам этим присущи и недостатки: повышенная стоимость, разрушение нефтью резиновых деталей турбобуров и насосов, отрицательное воздействие на отбираемый керн, пожароопасность, загрязнение буровой.

При разбуривании аргиллитов, сланцевых глин, соленосных пород с промывкой скважины жидкостью на водной основе под воздействием отфильтрованной из раствора воды, как правило, происходят осыпи, обвалы пород и растворение соленосных пород. В этих условиях желательно использовать промывочные жидкости, не имеющие в основе воду. Такие жидкости следует применять и при бурении в продуктивных пластах, так как не следует допускать загрязнение коллекторов отфильтрованной водой.

Промывочные жидкости на неводной основе – сложная многокомпонентная система, в которой дисперсионной средой являются жидкие нефтепродукты, чаще всего дизельное топливо. Поэтому их называют растворами на углеводородной основе.

Наиболее распространены известково-битумные растворы (ИБР), в состав которых входят дизельное топливо, битум окись кальция, поверхностно-активное вещество и небольшие количество воды. Для повышения плотности ИБР, если это необходимо, в раствор добавляют барит, имеющий большую плотность.