Буровые растворы на нефтяной основе. Нефть буровой раствор


Буровые растворы для бурения нефтяных и газовых скважин

При бурении скважин и  в процессе работы на нефтяных и газовых промыслах   используются специальные буровые растворы для бурения  нефтяных и газовых скважин.  Их готовят на месторождении, непосредственно перед началом  добычи этих полезных ископаемых.

Использование таких растворов дает возможность решать широкий спектр производственных задач – от обеспечения очистки и фильтрации ствола скважины и её забоя до обеспечения выполнения основных требований техники промышленной безопасности.

В связи с этим,  применение буровых растворов обязательно как в процессе бурения скважины, так в процессе эксплуатации любого промысла.

Современные буровые растворы отличаются по своим составам, весу, вязкости и прочим характеристикам, поэтому их приготовление производится с учетом таких факторов, как  индивидуальные особенности разрабатываемых залежей, применяемые технологии, финансовые параметры и так далее.

Что из себя представляет буровой раствор?

Буровой раствор – это сложная дисперсионная система, состоящая из  эмульсионных, аэрационных и суспензионных жидкостей, которые используются с целью  промывки скважинных стволов в процессе их  бурения.

Циркуляция этого раствора  внутри ствола позволяет очищать его стенки от различных наслоений, вымывать остатки пробуренной породы и выводить их  на поверхность. Кроме того, такой раствор  стимулирует разрушение породы буровым инструментом, дает возможность качественно вскрыть продуктивный горизонта, а также используется для решения иных рабочих задач.

В процессе  бурения, как правило, применяют составы на водной основе  с добавлением  углеводородных частиц (к примеру, растворы известняка и битума, инвертные эмульсии и так далее). Если бурение производится в хемогенных отложениях, то чаще всего готовятся буровые растворы  на основе насыщенных солями глинистых материалов (гидрогелей).

Если существует повышенный риск обвала, используются специальные  растворы-ингибиторы, а если работы проводятся в условиях высоких температур, то используются глинистые составы с повышенной термостойкостью. Если работы ведутся в условия повышенного пластового давления, то применяют утяжеленные буровые растворы.

Основные характеристики и свойства таких составов

От качества используемого раствора напрямую зависит продуктивность выполняемых с его помощью работ. Главными  свойствами таких составов являются:

  • плотность;
  • вязкость;
  • напряжение сдвига;
  • водоотдача.

Плотность буровых растворов измеряют специальным прибором – ареометром. Этот параметр колеблется в пределах от одной до двух с половиной тысяч килограмм на кубический метр.

Условная вязкость определяют по времени, в течение которого определенный объем готового состава протекает через  воронку классического типа. Эффективная вязкость измеряется прибором, который называется вискозиметр. Этот показатель отображает соотношение скоростного градиента и напряжений, возникающих в общем потоке.

Напряжение сдвига также измеряется при помощи  вискозиметра. Стандартное значение этого параметра варьируется от нуля до двадцати Па.

Что измерить такой показатель, как водоотдача, нужно знать, какой объем фильтрата выделяется через оборудование для очистки, если перед давлений за половину часа составляет от 100 кПа и более.

Для обеспечения максимальной эффективности бурения, свойства таких растворов держат под постоянным контролем с помощью посредством ввода в них особых реагентов для повышения качественных характеристик.

К примеру, чтобы уменьшить водоотдачу, в буровой раствор добавляют углещелочные или сульфитно-спиртовые материалы, а также  целлюлозные добавки или модифицированный  крахмал. Реологические свойства получают путем добавления в состав веществ,  понижающих вязкость (к примеру,  фосфат, полифенол, нитролигнин и так далее).

Чтобы избежать нефтяных, газовых и водяных  проявлений в условиях работы при повышенном давлении, необходимо увеличить  плотность используемого бурового раствора. Для этого в его состав вводятся специальные утяжелители (гематит, мел, бармит).

Кроме того, в состав таких смесей  могут добавляться пенообразователи или может применяться  аэрирование раствора. Антифрикционные свойства растворов  можно улучшить  добавлением смазочных материалов на основе нефти, графита или гудрона.

Чтобы сохранить необходимые качественные характеристики в процессе работы в условиях повышенной  температуры,  буровой раствор, как правило,  обогащается антиоксидантами или хроматами натрия или кальция. Для пеногашения в состав может быть добавлена  резиновая крошка, кислота или  спиртовые частицы.

Составы применяемых растворов

Для приготовления большинства буровых растворов необходимо применение  тонкодисперсных глинистых веществ, обладающих высокой пластичностью и небольшим содержанием частиц песка.

Они способны создавать с водой  вязкую суспензию, которая обладает способностью долгое время не приводить к выпадению осадка. Самыми лучшими качествами  обладают глиняные  порошки, основу которых составляют  щелочные  составы. Растворы на основе таких порошков отличаются  низким значением плотности.

Различные рецептуры бурового раствора для разных типов грунтов

В процессе создания бурового раствора очень важно проследить, чтобы в него не попали нежелательные примеси, такие, как известковые частицы, гипс и разного рода растворимые в воде соли.

Согласно требованиям технических нормативов, основным качественным  показателем  сырья для приготовления бурового состава, представлено в порошкообразном виде, является так называемый конечный  выход раствора. Другими словами, какое количество кубических метров раствора с нужным показателем вязкости можно получить из тонны сухого сырья. Кроме этого, к важным качественным показателям также относятся содержание в составе песка и  плотность.

Основное назначение буровых составов

Такие растворы готовят, исходя из целей их дальнейшего использования. Примеры таких целей таковы:

  • охлаждение и смазывание поверхностей бурильного долота. Так как  работа этого инструмента всегда связана с  появлением большого трения, для повышения износостойкости необходимо использовать смазывающие составы, которые одновременно снижают температуру инструмента;
  • очистка забоя скважины. Многие буровые растворы дают возможность  эффективно вымывать выбуренные  породы из скважины и выносить их на поверхность. Качество такой очистки зависит от  физических и химических свойств конкретного состава, а также от геологических особенностей пробуриваемых горных пород, вследствие чего в процессе приготовления необходимо учитывать  состав горных пород конкретного месторождения;
  • образование  на стенках ствола скважины очистного слоя. Формирующаяся на стенках ствола  корка отличается низкой проницаемостью, что дает возможность обеспечить устойчивость в верхней песчаной зоне геологического разреза и отделить скважину от слоев с высокой проницаемостью;
  • предупреждение водяных, газовых и нефтяных  проявлений;
  • защита стенок скважины от обвалов, которые возникают при бурении пород на основе неустойчивой глины;
  • особняком стоит такая важная сфера применения буровых составов, как обеспечение качественного вскрытия продуктивных  горизонтов. Многие из существующих сейчас буровых растворов позволяют не допустить загрязнения продуктивного пласта во время его вскрытия и дают возможность  избежать его полной закупорки, в случае которой его разработка становится очень  трудной;
  • уменьшение затрат, идущих  на фиксацию скважины с помощью колонн;
  • получение данных, необходимых  для анализа, в процессе работы разведывательных скважин. Это также одна из вспомогательных функций таких составов, поскольку вместе с ними на поверхность выносится шлам и частички горных пород, которые являются предметом изучения;
  • повышение устойчивости к коррозионному воздействию оборудования и труб;
  • обеспечение выполнения требований техники промышленной  безопасности и сведение к минимуму вреда, наносимого  экологии окружающей среды.

Классификация  буровых растворов

В настоящее время выделяют следующие виды таких составов:

№Полезная информация
1Водные растворы, которые делятся на
  1. безглинистые буровые составы, такие, как обычная техническая вода, разного рода суспензии и растворы на полимерной основе и так далее;
  2. глинистые растворы на основе минерализованной или пресной  воды, а также растворы, в составе которых присутствуют  гипс, глинистые частицы и хлорные элементы.

  • Растворы на неводных основах:
  1. углеводородные составы;
  2. нефтепродукты, содержание газа в которых минимально.
  • Пены и аэрированные жидкости.
  • Реагенты, находящиеся в газообразном состоянии.

3d анимация бурения нефтяной скважины

Рейтинг автора

1

Написано статей

35

Что представляют собой буровые растворы для бурения нефтяных и газовых скважин?

Владимир Хомутко Загрузка...

neftok.ru

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:

snkoil.com

Буровые растворы на нефтяной основе

В целях сохранения коллекторских свойств пластов и предупреждения осложнений при бурении в неустойчивых разрезах применяются буровые растворы на нефтяной основе. Они предназначены для вскрытия и освоения продуктивных пластов и бурения соляных отложений с пропластками калийно-магниевых солей.

Инвертные эмульсии отличаются высокой стабильностью свойств. Они устойчивы при большом количестве выбуренной породы.

Вследствие повышенной пожароопасности растворов на нефтяной основе, должны соблюдаться специальные правила.

Известково-битумный раствор (ИБР)

Раствор на нефтяной основе, дисперсионной средой которого служит дизельное топливо или нефть, а дисперсной фазой — высокоокисленный битум, гидроксид кальция, барит и небольшое количество эмульгированной воды. ИБР является раствором специального назначения. Применяется при разбуривании легко набухающих, склонных к обвалам глинистых пород, при разбуривании соленосных отложений, представленных высокорастворимыми солями (преимущественно поливалентных металлов), а также при вскрытии продуктивных пластов с низкими коллекторскими свойствами. Благодаря хорошим смазочным свойствам ИБР повышает износостойкость долот. Раствор обладает высокой термостойкостью (200-220 °С).

Учитывая непостоянство состава и свойств большинства исходных материалов, используемых для приготовления ИБР, компонентный состав в каждом конкретном случае уточняют в лаборатории. При этом оптимальное соотношение извести и битума должно варьировать от 1:1 до 2:1. Для ИБР характерны нулевая или близкая к ней фильтрация и содержание воды, не превышающее 2-3 %.

Эмульсионный известково-битумный раствор (ЭИБР)

Инвертная эмульсия на основе известково-битумного раствора, содержащая в качестве дисперсной фазы минерализованную воду и твердые компоненты ИБР (битум, известь, барит). ЭИБР по свойствам близок к ИБР, но имеет более высокую фильтрацию и пониженный предел термостойкости (180- 190 °С).

Высококонцентрированный инвертный эмульсионный раствор (ВИЭР)

Относится к системам на нефтяной основе, получаемым с помощью специального эмульгатора — эмультала. ВИЭР используется при бурении скважин с забойной температурой, не превышающей 70 °С. В указанных условиях ВИЭР устойчив при наличии большого количества выбуренной породы и отличается высокой стабильностью. Термостойкость ВИЭР на основе эмультала можно повысить введением в его состав окисленного битума в виде 15-20%-ного битумного концентрата.

Термостойкий инвертный эмульсионный раствор (ТИЭР)

Инвертная эмульсия на основе мыльного олеогеля, катионоактивных ПАВ (АБДМ-хлорида) и органофильных глин, получаемых путем модификации бентонита в среде базовой эмульсии. ТИЭР применяют при бурении скважин с забойной температурой до 200 °С. Преимущества ТИЭР заключаются в низкой эффективной вязкости, высоких сдвиговом разжижении и выносящей способности, обеспечиваемой быстрым восстановлением вязкости выше зоны забоя и большой скоростью набора прочности структуры. Напряжение сдвига снижают добавкой небольших количеств дизельного топлива или неутяжеленной базовой эмульсии.

Термостойкая инвертная эмульсия на основе порошкообразного эмульгатора Эмульсина ЭК-1

Обладает высокой устойчивостью к действию температур (до 200 °С) и солевой агрессии. Отсутствие в ее составе водорастворимых ПАВ обеспечивает стабильность ее свойств в процессе бурения.

burovoeremeslo.ru

Буровые растворы на нефтяной основе — МегаЛекции

 

К этому классу промывочных жидкостей относятся гидрофобно-эмульсионные и известково-битумные (ИБР) растворы, представляющие собой эмульсии II рода. Они используются при бурении в соленосных и неустойчивых глиносодержащих породах, легко переходящих в промывочную жидкость, в многолетнемерзлых породах, а также при борьбе с поглощениями. Высокая дисперсность, надежная стабилизация водной фазы в углеводородной среде позволяют им обеспечить все преимущества углеводородных растворов при более низкой стоимости и сравнительной простоте приготовления и обработки. Значительные преимущества гидрофобных эмульсий – это повышенная вязкость, пониженная плотность, нейтральное отношение к солям, возможность регулирования вязкости в широких пределах.

Агрегативная устойчивость гидрофобно-эмульсионных растворов зависит от стабилизирующих свойств ПАВ, поэтому они обязательно должны содержать ПАВ-стабилизатор. Например, гидрофобная эмульсия с соляровым маслом (10 %) и нетоксичные стабилизаторы - алкилоламиды синтетических жирных кислот фракции C10-C16 (1 %), остальное - вода. Структурно-механические параметры эмульсии зависят от соотношения гидрофобной жидкости и воды и возрастают с увеличением количества воды, чем и вызван эффект предотвращения поглощения промывочной жидкости при бурении. При контакте с пластовыми водами в трещинах горных пород вязкость эмульсии резко увеличивается, что предупреждает поглощение. При бурении в отложениях ангидрита и соли, а также в породах с высоким содержанием кальция применяются нефтеэмульсионные растворы, эмульгатором и стабилизатором которых служит крахмал.

Известково-битумные растворы применяются для вскрытия продуктивных горизонтов с сохранением естественной проницаемости и для бурения в особо неустойчивых глинистых соленосных отложениях. В таких растворах дисперсионная среда представлена дизельным топливом, а дисперсная фаза – тонко размолотым окисленным битумом. Частицы битума обладают слабой способностью образовывать связнодисперсные системы, поэтому в растворы на нефтяной основе добавляют небольшое количество структурообразователей: окиси кальция, мыл жирных кислот, катионоактивных ПАВ.

Растворы на нефтяной основе готовят из порошкообразных концентратов, получаемых на нефтеперерабатывающих заводах или специальных установках. Концентрат содержит окисленный битум и негашенную известь с активностью не менее 60 % в соотношении от 1:1 до 1:2. Известь диспергирует битум, усиливая его коллоидную активность, образует соли и мыла, взаимодействуя с жирными нафтеновыми кислотами, является структурообразующим и утяжеляющим материалом. При отсутствии готовых концентратов используют их компоненты с добавкой до 1 % сульфонола. Последовательность приготовления: дизельное топливо – негашеная известь – вода с сульфонолом. Фильтрация таких растворов практически равна нулю. Вязкость и статическое напряжение сдвига зависят от концентрации извести и битума.

Растворы на нефтяной основе относительно дороги, пожароопасны, усложняют выполнение спуско-подъемных и вспомогательных операций, разрушают резиновые сальники и шланги, но при этом способствуют обеспечению устойчивости проходимых пород и сохранению проницаемости продуктивных пластов, уменьшают износ бурильного инструмента, снижают затраты мощности на вращение колонны бурильных труб и не замерзают в зимнее время.

 

 

Пены

 

Расширение масштабов геолого-разведочных работ в регионах с неблагоприятными геологическими условиями, в районах распространения многолетнемерзлых пород, ограниченного водоснабжения требует технологий и технических средств, обеспечивающих экономичность производства. Этим требованиям отвечают пены, применение которых в качестве очистного агента существенно повышает механическую скорость бурения и достоверность геологической информации за счет выхода керна, особенно в сложных горно-геологических интервалах, сокращает расход труб и затрат на тампонажные работы.

Пена – это гетерогенная полидисперсная многокомпонентная и относительно однородная система, состоящая из ячеек - пузырьков газа, разделенных тонкими оболочками (около 1 мкм) жидкости. В пенах дисперсной фазой является газ, а дисперсионной средой – жидкость, содержащая пенообразователи. Пенообразователи - поверхностно-активные вещества (ПАВ), способные резко снижать коэффициент поверхностного натяжения на границе раздела двух фаз – спирты, жирные кислоты, мыла, белки. Благодаря особой структуре пены обладают механической прочностью, оцениваемой предельным напряжением сдвига. Прочность и устойчивость пен зависит от свойств пленочного каркаса, который определяется природой и концентрацией ПАВ на границе раздела воздух - жидкость.

Степень адсорбции ПАВ из растворов на поверхности шлама зависит от минералогического состава, концентрации и типа пенообразователя. Концентрация ПАВ в растворе не рекомендуется более 1 %, так как при превышении этого значения возрастает давление и растет эрозия стенок скважины.

Пенообразующую способность характеризует кратность пены – отношение объема пены к объему раствора ПАВ

.

Рецептура пенообразователя, дополнительных реагентов и их концентрация подбирается для обеспечения соответствующих структурно-механических свойств пены в зависимости от конкретных условий. Пенообразующий раствор представляет собой водный раствор сульфонола с концентрацией 0,2-0,5 % по активному веществу, обеспечивающий достаточную стабильность пены при степени аэрации 50-250 для бурения в условиях устойчивого разреза. При появлении в скважине водопритоков с минерализацией до 2,5 г/л концентрация ПАВ увеличивается до 1-1,5 %. В неустойчивых слабосцементированных породах, особенно при забуривании скважины, используется высокостабильная пена на основе раствора ПАВ 0,5-1 % и 4-5 % глинопорошка, обеспечивающая создание на стенках скважины закрепляющей корки даже при наличии водопритоков.

При бурении в зонах распространения многолетнемерзлых пород и в условиях отрицательных температур окружающего воздуха для предотвращения замерзания пены в стволе скважины, пенообразующего раствора в отстойнике за время СПО в раствор вводят до 10 % CaCl2 или NaCl, одновременно повышая концентрацию ПАВ до 1-1,5 %. Рассолы с более высокой концентрацией обладают размораживающим действием.

 

Сжатый воздух

 

Сжатый воздух как промывочный агент применяется главным образом при бурении в сухих устойчивых, а также многолетнемерзлых пород, в районах, где затруднено обеспечение промывочной жидкостью, реже в водонасыщенных и неустойчивых породах, так как технология и организация продувки при этом значительно усложняются. Воздух сжимается в специальных, обычно передвижных компрессорных установках, которые располагаются недалеко от скважины. Перед использованием воздух должен быть соответствующим образом подготовлен: охлажден, очищен от капелек масла и воды. Применение сжатого воздуха позволяет за счет резкого снижения давления на породы забоя скважины, улучшения очистки и выноса выбуренной породы повысить механическую скорость бурения в 2-2,5 раза.

В сжатый воздух при бурении в осложненных условиях (водопроявления, липкие глины и т.д.) с помощью специальных устройств можно вводить в небольших количествах в виде мельчайших капелек воду или водные растворы ПАВ. Такой воздух является уже дисперсной системой с водной дисперсной фазой. При введении повышенных количеств воды образуется пена.

 

 

Приготовление, очистка

megalektsii.ru

Добавление - нефть - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Добавление - нефть

Cтраница 1

Добавление нефти к цементным растворам приводит к существенному уменьшению критической скорости ( более чем в 1 5 раза) и тем самым дает возможность при значительно меньших скоростях достигнуть турбулентного режима.  [1]

Добавление нефти снижает проницаемость резко при малом содержании и менее резко при последующем увеличении концентрации нефти.  [2]

Добавление нефти в буровой раствор или переход на промывку раствором на нефтяной основе приводит к различным результатам в зависимости от свойств пород.  [4]

При добавлении нефти к водной промывочной жидкости резко уменьшаются липкость фильтрационных корок и, следовательно, момент, потребный для вращения бурильной колонны, сила трения труб о стенки скважины при осевых перемещениях колонны и зависание последней на стенках скважины; существенно снижается опасность образования сальников из обломков выбуренных пород на долоте и выступающих наружу элементах бурильной колонны; снижается водоотдача раствора; заметно возрастают механическая скорость проходки и нередко проходка за рейс долота.  [5]

В последнем случае добавление нефти в фильтрующуюся жидкость снижало бы проницаемость менее резко при малых концентрациях и более резко при увеличении концентрации нефти, особенно при 30 % - ном растворе нефти в керосине.  [6]

Для оценки возможного снижения производительности кон-денсатопровода вследствие добавления нефти в конденсат было проделано следующее. По известной формуле Л. С. Лейбензона определены потери на трение для 10, 20, 30и50 % - ного содержания нефти в смеси. Все исходные параметры были приняты на основании Пояснительной записки к проекту конденсатопро-вода и диспетчерских данных. Очевидно, что равномерного уменьшения диаметра по всей длине трубопровода происходить в действительности не может. Но этот прием широко используется на практике. При этом полагают, что гидравлические параметры трубопровода с равномерно распределенной толщиной пристенных отложений эквивалентны реальному трубопроводу, на котором отложения образовались только на каком-то участке, и их толщина переменна по длине.  [7]

Кривые малоуглового рассеяния рентгеновских лучей на частицах глинистых растворов, полученных добавлением нефти, и на растворах с ГПН Идентичны.  [8]

Перед цементированием скпажины в процессе промывки плотность бурового раствора снизили с 1 16 до 1 14 г / см3 пу - гем добавления нефти.  [9]

В качестве нефтяного компонента используют чистую нефть или с некоторой примесью воды ( до 20 %) дизельное топливо и др. При добавлении нефти можно ориентировочно руководствоваться следующими данными. С введением 5 % нефти ( по массе от объема) резко снижается липкость корки, при 7 - 8 % прекращается образование сальников. Применение эмульсионных буровых растворов не затрудняет осуществление электрометрических исследований.  [10]

Перед началом огневых работ в местах их проведения, а также у емкостей с нефтью, с буровым раствором на углеводородной основе и с добавлением нефти необходимо провести анализ воздуха рабочей зоны.  [11]

Другое эффективное направление предупреждения прихватов - повышение смазывающих свойств буровых растворов. Добавление нефти ( 5 - 12 %), смад ( 1 - 4 %), технических спиртов, Т-66, Т-80, графита ( 0 5 - 1 5 %), глин контактной очистки масел ( 2 - 10 %), нефтешламовых отходов промыслов особенно эффективно при наличии в разрезе высокопроницаемых песчаников, глин, набухающих в растворах на водной основе. В этих же породах практически исключаются прихваты при использовании растворов на нефтяной основе и обращенных эмульсий.  [12]

Проницаемость приствольной зоны может уменьшаться при взаимодействии водного фильтрата с пластовой нефтью. При добавлении нефти к водной промывочной жидкости существенно уменьшается липкость фильтрационных корок.  [13]

Для предотвращения образования нижних и верхних сальников в поток газа добавляют водный раствор пенообразующего ПАВ. При добавлении нефти к водной промывочной жидкости возникает опасность образования сальников.  [14]

Для буровиков, привыкших считать, что добавки нефти всегда, являются средством ослабления прихватов, подобное упрочнение забойных пробок является неожиданным. Это может отмечаться через некоторое время после добавления нефти и диспергирования ее в глинистой пасте на забое. Таким образом, нефть эффективна при борьбе с прихватами, когда она действует как самостоятельная фаза и не распределена в системе с образованием эмульгированных паст.  [15]

Страницы:      1    2

www.ngpedia.ru

Опыт реализации инженерных решений по буровым растворам 

Буровым раствором называется дисперсная система, имеющая сложный многокомпонентный состав, суспензионных, эмульсионных и аэрированных жидкостей, которые используются с целью промывания скважин во время бурения.

Бурение буровыми растворами применяется на практике с первой половины XIX века. Использование буровых растворов впервые предложил в 1833 году Фовелл, французский инженер. Именно он в процессе канатного бурения он наткнулся на воду и заметил, что фонтанирующая вода является достаточно эффективным средством, удаляющим буровой шлам из скважины. Увиденное подтолкнуло его на создание аппарата, конструкция которого позволяла закачивать воду под буровую штангу, из которой  буровой шлам вымывался водой на поверхность между буровой штангой и стволом скважины.

Буровой раствор при бурении скважин играет очень важную роль, поэтому к нему предъявляются особые требования. Во время циркуляции в скважине он должен:

  • создавать давление, противоположное поровому давлению;
  • очищать забой от вырубленной породы, что является главной задачей бурового раствора;
  • формировать фильтрационную корку на стенках скважины, тем самым делая крепче неустойчивые отложения;
  • снижать воздействие фильтрата бурового раствора на породы путем разобщения разбуриваемых пластов и открытого ствола;
  • транспортировать породу, которая вырубается, из скважинного ствола и удерживать ее во взвешенном состоянии после того, как циркуляция завершается;
  • передавать гидравлическую энергию на забойный двигатель и долото;
  • предупреждать обвалы;
  • обеспечивать высокое качество вскрытия продуктивных пластов;
  • обеспечивать смазывающее действие на буровой инструмент, а также предотвращать образование коррозии на нем;
  • охлаждать и смазывать долото;
  • обеспечивать охрану окружающей среды;
  • не допускать появления каких-либо осложнений во время бурения, к которым относится дифференциальный прихват, поглощение, нефтегазопроявление и др.;
  • предоставлять информацию о геологическом разрезе.

В связи с этим, существует несколько типов  буровых растворов, которые различны между собой по своему составу.

Состав бурового раствора может быть разным. Таким образом, во время вращательного бурения нефтяных и газовых скважин в качестве промывочных жидкостей могут быть использованы следующие:

  • агенты, в основе которых присутствует вода;
  • агенты на основе углеводорода;
  • эмульсионные агенты;
  • газообразные и аэрированные агенты.

К агентам на водной основе относятся:

  • техническая вода;
  • естественные буровые растворы;
  • глинистые растворы;
  • неглинистые растворы.

Из всех вышеперечисленных агентов самой доступной и бюджетной промывочной жидкостью является техническая вода. Они обладает такими свойствами, как низкая вязкость, в связи с чем очень легко прокачивается, а также хорошо справляется с удалением шлама с забоя скважины. В связи с этим, техническая вода максимально охлаждает долото. Однако, она имеет и свои минусы, к которым относится плохая способность удерживать частицы вырубленной породы, особенно во время завершения циркуляции, а также не способность образования упрочняющей корки на стенке скважины. Кроме этого, низконапорные пласты достаточно хорошо впитывают воду, что приводит к набуханию глинистых пород и ухудшению проницаемости нефтегазовых коллекторов.

К естественным буровым растворам относится водная суспензия, которая образуется в скважине при диспергировании шлама горных пород, которые разбуриваются на воде. Главным преимуществом использования естественных буровых растворов является существенное снижение востребованности привозных материалов, что значительно экономит бюджет. Однако, на качество и свойства таких растворов имеет значительное влияние минералогический состав, а также природные разбуриваемые глины, способ и режим бурения, тип породоразрушающего инструмента и т.д. Зачастую они имеют большое содержание в своем составе абразивных частиц. В связи с этим, применение естественных буровых растворов является наиболее целесообразным тогда, когда геолого-стратиграфические условия свидетельствуют о том, что нет необходимости в промывочной жидкости высокого качества.

Наибольшая популярность при бурении скважин принадлежит глинистым буровым растворам. В буровом деле главное место принадлежит трем группам глинистых минералов: бентонитовым (монтмориллонит, бейделлит, нонтроиит, сапонит и др.), каолиновым (каолинит, галлуазит, накрит и др.), гидрослюдистым (иллит, бравиазит и др.).  С точки зрения приготовления бурового раствора самые лучшие качества присущи монтмориллониту и другим бентонитовым минералам. Таким образом, чтобы приготовить 15 кубометров глинистого раствора высокого качества, требуется 1 тонна бентонитовой глины, в то время, как то же количество глины среднего качество при приготовлении раствора даст всего лишь 4-8 кубометров, а из низкосортной глины получится всего лишь 3 кубометра раствора.

Глинистые буровые растворы способы глинизировать скважинные стенки, в результате чего образуется тонкая и плотная корка. Благодаря этому фильтрат не попадает в пласты. Растворы обладают такой плотностью и вязкостью, что они способны удерживать шлам разбуренной породы даже в состоянии покоя, препятствуя оседанию на забой во время пауз в промывке. Утяжеленные глинистые растворы создают высокое противоположное давление на пласты, тем самым предупреждая просачивание пластовых вод, нефти, а также газа в скважину и открытое фонтанирование во время бурения. Но данные свойства являются как положительными и отрицательными одновременно, ведь по этим же причинам частицы породы в циркуляционной системе бурового раствора отделяются с трудом.

Кроме этого также используются и многие другие буровые растворы, основным компонентом которых является вода. К ним относятся малоглинистые, соленасщенные, ингибированные и многие другие.

Неглинистыми буровыми растворами называются такие растворы, приготовление которых осуществляется без добавления глины. При приготовлении неглинистого бурового раствора с конденсированной твердой фазой используется в качестве основного компонента вода. Дисперсная фаза в таком растворе формируется в результате химической реакции, которая приводит к образованию в растворе микроскопических частиц гидрооксида магния. Таким образом, раствор становится гелеобразным и после химической обработки становится седиментационно устойчивой системой. Структурно-механические свойства подобного раствора остаются неизменными, не смотря на любую минерализацию. В связи с этим, целесообразность его применения состоит в обеспечении высокой устойчивости скважинных стенок. Однако, контролировать и регулировать минерализацию раствора, даже не смотря на все ранее сказанное, достаточно трудно. Еще одним видом неглинистых растворов являются биополимерные растворы.

Растворы, в основе которых находится углеводород, являются многокомпонентной системой, в которой основной средой является нефть или жидкие нефтепродукты, а в качестве дисперсной фазы выступает окисленный битум, асфальт или же глина, прошедшая специальную обработку. Растворы данного типа не оказывают негативного воздействия на нефтегазовые коллекторы. Кроме этого им присущи смазывающие свойства, благодаря которым, значительно снижается расход мощности на холостое вращение бурильной колонны в стволе скважины, а также уменьшается износ бурильных труб и долот. Но большим минусом применения данного вида буровых растворов является их достаточно высокая стоимость, а также их высокая пожароопасность и трудности во время очистки инструментов и оборудования.  Поэтому, данные растворы целесообразно использовать при повышении эффективности бурения в породах-коллекторах и сохранения их нефтегазоотдачи на начальном уровне, а также во время бурения скважин в сложных условиях при разбуривании мощных пачек набухающих глин и растворимых солей.

Эмульсионные буровые растворы применяются во время бурения в глинистых отложениях и солевые толщах. Им присущи хорошие смазочные свойства. Кроме этого, они предотвращают прихват инструмента в скважине.

К аэрированным буровым растворам относятся смеси пузырьков воздуха с промывочными жидкостями, которыми являются вода, нефтяные эмульсии и другие. Соотношение эмульсий и воздуха должно быть до 1:30. В состав таких растворов часто добавляют специальные реагенты – поверхностно-активные вещества и пенообразователи. Это делается с целью увеличения стабильности данных растворов.

Система очистки бурового раствора

Такие свойства раствора, как его плотность, вязкость, статическое напряжение сдвига и т.д., определяются типом и количеством твердой фазы бурового раствора, которая оказывает огромное влияние на скорость бурения, вращение, а также стабильность ствола скважины.

В связи с этим, очень целесообразно использовать механическое оборудование, позволяющее контролировать содержание твердой фазы в растворе.  Работа механического оборудования очистки осуществляется с помощью силы ускорения или же центробежной силы, благодаря чему становится возможным существенно повысить уровень сепарации в сравнении с процессом осаждения. Система очистки бурового раствора может состоять из одного или нескольких модулей.

Система очистки буровых растворов должна соответствовать следующим требованиям:

  • обработка всего количества циркуляции;
  • согласование очередности установки согласно размеру частиц, которые будут отделяться;
  • правильность монтажа, точная настройка, благодаря чему значительно повышается эффективность работы следующей ступени;
  • оптимизация процесса сепарации – обработка от четверти до половины объема циркуляции.

 

news-mining.ru

Эмульсионный буровой раствор - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Эмульсионный буровой раствор

Cтраница 1

Эмульсионные буровые растворы ( или стойкие эмульсии) - это растворы, в которых вода является диспергирующей фазой, а нефть - дисперсной. Нефть добавляют для увеличения механической скорости бурения, снижения водоотдачи, улучшения смазывающей способности, уменьшения возможных поглощений бурового раствора, а также затяжек колонны в направленных скважинах. Эмульсию можно приготовить с помощью эмульгаторов типа натриевого мыла, как описано выше.  [1]

Эмульсионные буровые растворы используются при бурении в глинистых отложениях и солевых толщах. Они обладают хорошими смазочными свойствами и способствуют предупреждению прихвата инструмента в скважине.  [2]

У эмульсионных буровых растворов дисперсионной средой является эмульсия типа вода в нефти, а дисперсной фазой - глина.  [3]

Прототипом асбестовых гидрофобных эмульсионных буровых растворов ( АГЭ) являются разработанные и исследованные на кафедре бурения в МИН Г им.  [4]

В эмульсионных буровых растворах основным эмульгатором является твердая фаза, особенно глинистая, создающая на поверхностях раздела, вокруг глобул прочные структурированные слои. Зачастую это позволяет получать эмульсионные растворы без химической обработки и введения специальных эмульгаторов. Однако такие эмульсии грубодисперсны, а в минерализованных средах, где пептизация затруднена, без химической обработки они не всегда образуются.  [5]

В гидрофильных эмульсионных буровых растворах ( ЭГР) углеводородной частью является или сырая нефть, или продукты ее переработки.  [6]

В гидрофильных эмульсионных буровых растворах ( ЭБР) углеводородной частью является или сырая нефть, или продукты ее переработки. Получают такие растворы введением в растворы на водной основе ( глинистые, карбонатно-глинистые) углеводородных соединений в течение двух-трех циклов циркуляции. В качестве углеводородной среды чаще используют нефть в количестве 10 - 25 % от объема раствора. При этом образуются достаточно стабильные эмульсии благодаря эмульгирующему действию твердой фазы растворов и содержащихся в них химических реагентов. Эмульгирующая способность твердой фазы ( глинистых, карбонатных частиц) зависит как от состава, так и от способности их смачиваться водой и углеводородной жидкостью. Химические реагенты, диспергируя твердые частицы и усиливая их гидрофильность, способствуют стабилизации эмульсионных растворов. В качестве эмульгаторов используются также различные ПАВ.  [7]

В эмульсионных, нефтяных и инвертных эмульсионных буровых растворах в качестве смазочных добавок используют: сульфированный дннзобутилен, содержащий до 40 % серы, и сульфированные битумы.  [8]

Промысловый опыт применения эмульсионных буровых растворов показывает, что даже при весьма значительных добавках нефти ( более 25 %) кривые Р8 не искажаются и каротаж можно проводить, используя обычные зонды.  [9]

В Средазниигазе разработан новый эмульгатор АГС-1 для получения гидрофобных эмульсионных буровых растворов на основе местного недефицитного сырья.  [10]

Талловое масло из древесины лиственных пород используется для получения эмульгатора для термостойких гидрофобных эмульсионных буровых растворов.  [11]

Оценка различных эмульгаторов показала, что нефтерастворимые реагенты ( окисленные керосин, парафин и петролатум, нафтенат алюминия и др.) не эффективны для получения эмульсионных буровых растворов. Для практического использования лучшими эмульгаторами оказались щелочные мыла и нафтеновые сульфокислоты ( нефтяные контакты и детергенты), причем нейтрализованные контакты не имеют преимуществ, а иногда даже уступают кислым. В эмульсионных буровых растворах наибольший эффект дают кальциевый и натриевый детергенты ( ДС, ДС-РАС) и газойлевый контакт. Сравнение оптимальных дозировок газойлевого контакта ( 0 2 % ГК), НЧК ( 0 3 %), УЩР ( 10 %) и КМЦ ( 1 %) показывает, что наибольшее диспергирование дает газойлевый контакт.  [12]

Основной задачей эмульгаторов является диспергирование эмульгирующей фазы. В эмульсионных буровых растворах основным эмульгатором является твердая фаза, особенно глинистая ( 20 %), что зачастую позволяет получать их без химической обработки и введения специальных эмульгаторов. При низком содержании твердой фазы и в минерализованных средах суспензия начинает сразу разделяться, при прекращении ее перемешивания из-за очень высокого поверхностного натяжения на границе раздела нефть-вода, стремясь к уменьшению площади поверхности раздела. Практически все химреагенты в той мере, в которой они пеп-тизируют или стабилизируют глинистую фазу, являются активными эмульгаторами. Но для повышения стабильности и дисперсности эмульсий требуются специальные эмульгаторы ( ПАВ), которые снижают поверхностное натяжение на границе раздела, способствуя образованию устойчивой дисперсной системы мельчайших капелек одной жидкости в другой.  [13]

Основной задачей эмульгаторов является диспергирование эмульгирующей фазы. В эмульсионных буровых растворах основным эмульгатором является твердая фаза, особенно глинистая. Часто это позволяет получать эмульсионные растворы без химической обработки и введения специальных эмульгаторов. Однако такие эмульсии грубодисперсны, а в минерализованных средах, где пептизация затруднена, без химической обработки они не всегда образуются.  [14]

Подвижность раствора, способность внедряться в проницаемую среду характеризуется его вязкостью. В последние годы используют эмульсионные буровые растворы с условной вязкостью 100 - 200 с. Вызов притока из пласта, вскрытого при использовании таких растворов, облегчается. Одной из причин, способствующей облегчению вызова притока из пласта, является ухудшение условий проникновения раствора в пласт.  [15]

Страницы:      1    2

www.ngpedia.ru