Буровые растворы: описание, характеристики, свойства, фото, видео.

Буровой раствор

- сложная многокомпонентная дисперсная система суспензионных, эмульсионных и аэрированных жидкостей, применяемых для промывки скважин в процессе бурения.

Использование буровых растворов для бурения скважин предложено впервые в 1833 году французским инженером Фловилем, который, наблюдая операцию канатного бурения, при которой аппарат бурения наткнулся на воду, заметил, что фонтанирующая вода очень эффективно удаляет буровой шлам из скважины. Он изобрел аппарат, в котором предполагалось закачивать воду под буровую штангу, откуда буровой шлам вымывался водой на поверхность между буровой штангой и стволом скважины. Принцип остался неизменным до сих пор.


Назначение

При циркуляции в скважине буровой раствор:

создает противодавление поровому давлению ;

очищает забой от выбуренной породы ;

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 ее во взвешенном состоянии после прекращения циркуляции;

передает гидравлическую энергию на забойный двигатель и долото;

предупреждает осыпи, обвалы и др.;

обеспечивает качественное вскрытие продуктивных пластов;

обеспечивает смазывающее и антикоррозионное действие на буровой инструмент ;

охлаждает и смазывает долото;

обеспечение охраны окружающей среды;

предотвращает возможность возникновения осложнений при бурении (дифференциальный прихват, поглощения, нефтегазопроявления и т. п.);

обеспечение информации о геологическом разрезе.

Состав буровых растворов

В практике бурения применяют буровые растворы на водной (техническая вода, растворы солей и гидрогеля, полимерные, полимер-глинистые и глинистые растворы), углеводной (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[править | править исходный текст]

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.

Водоотдача бурового раствора характеризуется объемом фильтрата (от 2 до 10 см³), отделившегося от раствора через стандартную фильтровальную поверхность при перепаде давления ~ 100 кПа в течение 30 мин. Толщина осадка на фильтре (фильтрационная корка), которая образуется при определении водоотдачи, изменяется в пределах 1-5 мм.

Содержание твердой фазы в буровом растворе характеризует концентрацию глины (3-15 %) и утяжелителя (20-60 %). 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. Для предупреждения водонефтегазопроявлений при аномально высоких пластовых давлениях увеличивают плотность бурового раствора путем введения специальных утяжелителей (например, мелом до 1500 кг/м³, баритом и гематитом до 2500 кг/м³ и более) или уменьшают ее до 1000 кг/м³ за счет аэрации бурового раствора или добавления к нему пенообразователей (сульфанола, лигносульфоната). 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. К ним относятся эмульгаторы (мыла жирных кислот, эмультал и другие), гидрофобизаторы (сульфанол, четвертичные амины, кремнийорганические соединения), понизитель фильтрации (органогуматы).

Готовят буровые растворы непосредственно перед бурением и в его процессе.

Сырье

Для приготовления буровых растворов используются тонкодисперсные, пластические глины с минимальным содержанием песка, способные образовывать с водой вязкую, долго не оседающее суспензию. Лучшие свойства имеют существенно щелочные (натрий) разновидности монтморилонитових (бентонитовых глин), глинопорошки, которые применяются главным образом при бурении нефтяных и газовых скважин и для приготовления глинистых растворов с низкой плотностью.

Вредными примесями в глинах, ухудшающими стабильность глинистых растворов, являются гипс, растворимые соли, известняк.

Согласно техническим условиям (ТУ У 39-688-81[1]) 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[править | править исходный текст]

Большинство буровых растворов при буровых операциях рециркулирует по следующему циклу:

Буровой раствор замешивается и хранится в специальных емкостях.

Буровой насос перекачивает буровой раствор из емкости 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. Типичный диаметр буровой трубы около 12,7 см. В нижней части глубокой скважины ее диаметр может составлять около 20 см.

На поверхности буровой раствор проходит через линию возврата — трубу, которая ведет 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.

Частицы шлама попадают в жёлоб для удаления. Перед выбросом они могут быть очищены, исходя из экологических и других соображений. Некоторые частицы шлама отбираются геологами для исследований состояния внутри скважины.

Разновидности

Раствор буровой лигнитовый щелочной — буровой раствор, в который вводят определенное количество лигнитов, имеющих щелочной характер.

Раствор известково-битумный — буровой раствор на нефтяной основе, дисперсионной средой которого является дизельное топливо или нефть, а дисперсной фазой — высокоокисленный битум, оксид кальция, барит и небольшое количество воды, необходимой для гашения извести.

Раствор облегченный — буровой раствор, уменьшенный в весе, облегченный, который имеет меньшую плотность. Т.о. применяется для бурения и глушения скважин в пластах с низким пластовым давлением.

Раствор полимерный — буровой раствор на водной основе, который содержит высокомолекулярные полимеры линейного строения; применяется обычно при бурении крепких пород.

 

Буровые растворы

Технологические функции бурового раствора

Буровой раствор в процессе бурения осуществляет ряд функций, которые тем разнообразнее, чем сложнее процесс бурения: глубже скважина, неустойчивее ее стенки, выше давление газа и нефти в разбуриваемых горизонтах.

Процесс бурения представляет собой совокупность различных операций, определяющих технологию проходки скважины, поэтому функции называются технологическими.

1 Гидродинамические функции осуществляются потоком раствора в скважине и заключаются в следующем:

- в выносе выбуренной породы (шлама) из скважины;

- в переносе энергии от насосов к забойным двигателям (турбобурам);

- в размыве породы на забое скважины (гидромониторный эффект);

- в охлаждении долота в процессе бурения.

2 Гидростатические функции осуществляются покоящимся буровым раствором. К этой группе функций относятся:

- создание гидростатического равновесия в системе ствол скважины — пласт;

- удержание частиц выбуренной породы и утяжелителя во взвешенном состоянии при прекращении циркуляции бурового раствора;

- создание гидростатического давления на стенки скважины, сложенные слабосцементированными или пластичными породами;

- уменьшение нагрузки на талевую систему.

3 Функции, связанные с процессом коркообразования

Буровой раствор, представляющий собой тонкую взвесь коллоидных частиц (твердой фазы) в жидкой среде, в процессе движения в пласт образует на его поверхности и в порах фильтрационную корку, препятствующую или замедляющую дальнейшее поступление раствора. Этот процесс разделения жидкой и твердой фаз, в результате чего происходит кольматация (закупоривание) стенок скважины, называется фильтрацией. К этой группе функций относятся:

- уменьшение проницаемости пористых стенок скважины;

- сохранение или усиление связности слабосцементированных пород;

- уменьшение трения бурильных и обсадных труб о стенки скважин.

4 Физико-химические функции заключаются в добавлениях к буровому раствору специальных химических реагентов в процессе бурения скважины, которые принято называть химической обработкой. К этим функциям относятся:

- сохранение связности пород, образующих стенки скважины;

- предохранение бурового оборудования от коррозии и абразивного износа;

- сохранение проницаемости продуктивных горизонтов при их вскрытии;

- сохранение необходимых характеристик бурового раствора в процессе бурения скважины;

- улучшение буримости твердых пород.

К прочим функциям бурового раствора относятся:

- установление геологического разреза скважины (по составу шлама);

- сохранение теплового режима многолетнемерзлых пород.

 

Коллоидно-химические свойства буровых растворов

Буровые растворы представляют собой физико-химические системы, состоящие из двух или более фаз. Однофазные системы из двух или более веществ, не имеющие между компонентами поверхности раздела, называются гомогенными (истинные растворы). Системы, между фазами которых существуют реальные поверхности раздела, называются гетерогенными. К ним относится большинство буровых и тампонажных растворов.

Дисперсной фазой дисперсионной системы называется вещество, мелко раздробленной и равномерно распределенное в другом веществе, получившем название дисперсионной среды. И фаза, и среда могут быть твердыми, жидкими и газообразными. Буровые и тампонажные растворы относятся к полидисперсным системам, т.е. имеющим частицы дисперсной фазы различных размеров.

Степень дисперсности частиц характеризуется дисперсностью, Д -величиной, обратной поперечному размеру частицы, d (см-1). Чем выше дисперсность, тем больше общая поверхность раздела фаз.

По степени дисперсности системы делятся на высокодисперсные (коллоидные) и грубодисперсные. Размер коллоидных частиц находится в пределах 1х10-5 — 1х10-8 см.

Из грубодисперсных систем в качестве бурового раствора применяют суспензии, эмульсии и аэрированные жидкости.

Суспензии – мутные жидкости с находящимися в них во взвешенном состоянии частицами твердого вещества. Эти частицы под влиянием силы тяжести оседают, т.е. седиментируют.

Эмульсии – многофазные жидкие системы, в которых в одной жидкости находятся во взвешенном состоянии мельчайшие капельки другой жидкости. Эти системы неустойчивые. Эмульсии могут существовать только при наличии ПАВ — поверхностно-активных веществ (эмульгаторов). Они разрушаются в результате процесса коалисценции, т.е. укрупнения частиц дисперсной фазы при слиянии между собой.

Аэрированной жидкостью называют многофазную систему, содержащую дисперсную фазу в виде пузырьков воздуха. Если воздух играет роль среды, то такие жидкости называются пенами.

 

Раствор

 

Буровой раствор— технологическое наименование сложной многокомпонентной дисперсной системы суспензионных, эмульсионных и аэрированных жидкостей, применяемых для промывки скважин в процессе бурения.

При циркуляции в скважине буровой раствор очищает забой от выбуренной породы, транспортирует выбуренную породу из скважины и удерживает её во взвешенном состоянии при остановке циркуляции, активизирует процесс разрушения горной породы долотом, предотвращает осыпи, обвалы и др., обеспечивает качественное вскрытие продуктивных горизонтов, оказывает смазывающее и антикоррозийное действие на буровой инструмент, вращает забойные двигатели.

В практике бурения применяют буровой раствор на водной (технической воде, растворы солей и гидрогели, полимерные, полимерглинистые и глинистые растворы) и углеводородной (известково-битумный раствор, инвертная эмульсия) основах. При бурении в хемогенных отложениях используют соленасыщенные глинистые растворы, гидрогели, в случаях возможных осыпей и обвалов стенок скважины — ингибирующие растворы, при воздействии высоких температур — термостойкие (термосолестойкие) глинистые растворы и растворы на углеводородной основе, которые эффективны также при вскрытии продуктивных горизонтов и при разбуривании терригенных и хемогенных неустойчивых пород. При бурении в условиях, характеризующихся аномально высокими давлениями, применяют утяжелённые буровые растворы, в неосложнённых условиях — техническую воду, полимерные безглинистые и полимерглинистые растворы с низким содержанием твёрдой фазы.

Эффективность применения буровых растворов зависит от их свойств, к которым относятся плотность, вязкость, водоотдача, статическое напряжение сдвига и др. Плотность буровых растворов измеряется ареометром буровым и составляет 900-2500 кг/м3. Условная вязкость определяется временем истечения заданного объёма бурового раствора из стандартной воронки (ВП-5); эффективная вязкость, измеряемая ротационным вискозиметром, отражает соотношение между касательными напряжениями в потоке и действующим градиентом скорости (в среднем 600 с-1) и составляет 1-100 сП. Предельное статическое напряжение сдвига (напряжение, необходимое для разрушения структуры раствора и начала его течения) измеряется вискозиметром в пределах от 0 до 20 Па. Водоотдача буровых растворов характеризуется объёмом фильтрата (от 2 до 10 см3), отделившегося из раствора через стандартную фильтрующую поверхность при перепаде давления на ~ 100 кПа в течение 30 мин. Толщина осадка на фильтре (фильтрационной корки), образующегося при определении водоотдачи, изменяется в пределах 1-5 мм. Содержание твёрдой фазы в буровых растворах характеризует концентрацию глины (3-15%) и утяжелителя (20-60%).

Для обеспечения эффективности бурения (в зависимости от конкретных геолого-технических условий) свойства буровых растворов регулируют изменением соотношения содержания дисперсной фазы и дисперсионной среды и введением в них специальных материалов и химических реагентов. Для снижения водоотдачи, уменьшающей увлажнение, набухание и потерю устойчивости горных пород, буровые растворы на водной основе обрабатывают понизителями водоотдачи: углещелочным реагентом, конденсированной сульфитно-спиртовой бардой, карбоксиметилцеллюлозой, оксиэтилцеллюлозой, модифицированным крахмалом, акриловыми полимерами (метасом и др.). Регулирование реологических свойств буровых растворов, обеспечивающих снижение гидравлических сопротивлений при циркуляции раствора, очистку забоя от выбуренной породы, уменьшение эрозии стенок скважины, достигается вводом понизителей вязкости (окисленного замещённого лигносульфоната, феррохромлигносульфоната, нитролигнина, полифенолов, фосфатов) и структурообразователей (бентонит, палыгорскит, асбест и др.). Для предотвращения водонефтегазопроявлений при аномально высоких пластовых давлениях увеличивают плотность буровых растворов путём введения специальных утяжелителей (например, мелом до 1500 кг/м3, баритом и гематитом до 2500 кг/м3 и более) или уменьшают её до 1000 кг/м3 за счёт аэрирования буровых растворов (см. Аэрация) или добавления в него пенообразователей (сульфонола, лигносульфоната). Подавление гидратации и набухания горных пород при их взаимодействии с фильтратом буровых растворов достигается обработкой его окисью кальция, гипсом, хлористым кальцием и калием, едким натром и калием, жидким стеклом и др. Антифрикционные свойства буровых растворов усиливают вводом смазочных добавок (нефти, графита, окисленного петролатума, смеси гудронов и др.). Для сохранения реологических и фильтрационных свойств буровых растворов при высоких температурах применяют хроматы и бихроматы калия или натрия и антиоксиданты. В качестве пеногасителей буровых растворов используют резиновую и полиэтиленовую крошку, жирные кислоты и спирты, кремнийорганические соединения и др. Для регулирования содержания твёрдой фазы в раствор вводят селективные флокулянты.

Особый класс реагентов применяют при регулировании свойств растворов на углеводородной основе. К ним относятся эмульгаторы (мыла жирных кислот, эмультал и др.), вводимые в раствор для придания агрегативной устойчивости, стабилизаторы-структурообразователи (окисленный петролатум и битум, органоглина), гидрофобизаторы (сульфонол, четвертичные амины, кремнийорганические соединения), понизители фильтрации (органогуматы).

Приготовляют буровые растворы непосредственно перед бурением и в его процессе при помощи гидросмесителей и диспергаторов (см. Диспергатор буровой). Содержание твёрдой фазы буровых растворов регулируется 3-ступенчатой системой очистки — на вибрационных ситах, пескоотделителе и илоотделителе; газообразные агенты отделяют в дегазаторах (см. Дегазатор буровой). В СССР ежегодное использование буровых растворов, например для бурения нефтяных и газовых скважин, достигает 50 млн. м3.

 

]]>http://byrenieskvagin.ru/rastvori?showall=1]]>

]]>http://www.mining-enc.ru/b/burovoj-rastvor]]>

]]>http://ru.wikipedia.org/wiki/%C1%F3%F0%EE%E2%EE%E9_%F0%E0%F1%F2%E2%EE%F0]]>