Как составить буровой раствор

Технология приготовления буровых растворов

Важной составляющей горизонтально направленного бурения (вертикального бурения в том числе) является качественный буровой раствор. Он играет немаловажную роль в бурении скважин и прокладки коммуникаций бестраншейным способом. Существует мнение, что бурение без промывки («на сухую»), исключает наличие грязных отходов, помогает сократить расходы за счет исключение использования бентонита и полимеров (промывочной жидкости), но на самом деле бурение без бурового раствора наоборот приводит к увеличению затрат, так как дорогостоящие инструменты бурильной установки изнашиваются значительно быстрее, может произойти обрыв инструмента и прокладываемой коммуникации.

Буровой раствор выполняет ряд основных функций:

• охлаждение и смазывание бурового инструмента в забое;
• укрепление стенок скважины и понижение фильтрации с помощью создания фильтрационной корки (очень важно при работе в несвязных грунтах);
• вынос грунта (породы) из ствола скважины и забоя;
• передача энергии жидкости на забойный инструмент (винтовой забойный двигатель).

Компоненты, необходимые для приготовления бурового раствора:

• вода (основа);
• бентонит;
• полимер;
• добавки.

Бентонит — это глинистое вещество (минерал) природного происхождения, оно обладает уникальными свойствами и микроскопическими размерами частиц образующие пакетную структуру. При взаимодействии с водой происходит процесс гидратации (набухания), что позволяет минералу, увеличиваться в объеме в 15-18 раз, превращаясь в суспензию (гель). Буровой раствор, полученный при смешении воды, бентонита и в некоторых случаях полимеров, подается напрямую в забой и скважину, что позволяет получить массу положительных преимуществ таких как:

• смазка бурового инструмента и бурового канала для снижения нагрузки на буровую установку при бурении, расширении и протяжке коммуникации;
• управление буровой головкой значительно упрощается;
• при бурении происходит удаление грунта из скважины, стенки которой укрепляются при помощи фильтрационной корки;
• предотвращается проникновение влаги в скважину за счет образования водонепроницаемого слоя из частичек бентонита на стенках скважины, что позволяет бурить даже в тяжелых несвязных грунтах.

Вышеперечисленные результаты могут быть получены исключительно при правильном подборе компонентов для приготовления бурового раствора, правильной оценке грунта, условий бурения, а так же контроле параметров бурового раствора. Бентонит экологичен, безопасен, химически стоек и экономичен. Самыми распространенными видами бентонитов являются кальциевые и натриевые. Натриевый имеет более высокую степень набухания и за счет этого расходуется экономичнее.

Полимеры и добавки имеют не маловажную функцию при приготовлении буровых растворов. Они придают растворам нужные качества при бурении в разных сложных грунтах (пески, активная глина, галечники, водонасыщенные грунты и т.д.). Полимеры при добавлении выполняют ряд функций: предотвращают набухание глины (ингибиторы), понижают фильтрацию, увеличение вязкости бурового раствора для улучшения выносных качеств, стабилизируют стенки скважины, повышают структурную прочность бурового раствора, а так же повышают его прокачиваемость, снижают нагрузки на установку при протягивании коммуникации, что позволяет использовать более полно потенциал буровой установки. Тем самым снижаются риски при бурении сложных грунтов, которые могут вызвать ряд очень серьезных проблем, которые могут привести к увеличению затрат и срыву сроков выполнения объекта.

При использовании бентонита голландского производства необходимость в контроле pH и жесткости воды отпадает. Также существует специальный полимеризованный бентонит, который в большинстве случаев не требует добавления полимеров и регулируется только количеством бентонита на один кубический метр воды. Данное преимущество позволяет сокращать драгоценное время на приготовление качественного бурового раствора и не контролировать его параметры.

При выборе между бентонитом отечественного и голландского производства многие руководствуются ценой, стоимость отечественного сырья ниже, но при пересчете затрат на выходе продукта, то есть готового бурового раствора становится ясно, приобретение голландского бентонита выгоднее, процесс приготовления промывочной жидкости из голландских материалов упрощается, соблюдать пропорции и параметры значительно проще. При бурении расход такого бурового раствора ниже, он надежно защищает буровой инструмент и расходы на покупку нового оборудования и комплектующих значительно сокращаются.

Буровой раствор – важная составляющая процесса горизонтально-направленного бурения. Высоких качественных показателей при бестраншейной прокладке коммуникаций и бурении можно добиться только при условии соблюдения технологии производства работ и использовании качественного бентонита и полимеров. Повышая уровень культуры применения буровых растворов сокращаются производственные и финансовые риски, что позволяет увеличивать производительность и прибыльность предприятия.

Подробнее об услуге «сервис буровых растворов», условиях и ценах можно прочитать на нашем сайте, в разделе «Услуги/ Сервис буровых растворов»

С уважением, коллектив компании ООО ГК «АФАРИ групп»



При бурении скважин на нефтяных и газовых месторождениях важнейшим фактором достижения успеха является подбор оптимального по составу бурового раствора. Сложность данного процесса состоит в том, что рецептура подбирается индивидуально для объектов месторождений, так как каждое месторождение имеет отличающееся геологическое строение и состав горной породы. Применение буровых растворов, контроль и регулирование их свойств является материально и трудно затратным делом, их приготовление требует значительных денежных средств, а механическая очистка временных затрат.

Буровые растворы имеют широкий диапазон функций, они могут удалять разрушенную горную породу при бурении на поверхность земли, охлаждать буровой инструмент, передавать свою гидравлическую энергию забойному двигателю турбобура, способствуют разрушению горной породы при подаче под высоким давлением через отверстия в долоте, в целом позволяют повышать качество буровых работ.

В результате своей индивидуальной рецептуры приготовления свойства буровых растворов определяют по различным параметрам, в которые входят: плотность, вязкость, статическое напряжение сдвига, динамическое напряжение сдвига, водоотдача, pH и другие характеристики.

Актуальность данной темы исследования обусловлена тем, что при качественном подборе рецептуры бурового раствора решаются определяющие эффективность процесса бурения технико-экономические показатели и качество вскрытия продуктивного пласта на Самотлорском НГКМ.

Требования к


параметрам и


рецептуре буровых растворов

Состав и свойства бурового раствора должны быть такими, чтобы могли обеспечить лучшие технико-экономические показатели бурения скважины. При этом, важно брать во внимание основные технологические требования ограничений. Основные требования к буровым промывочным жидкостям регламентируются «Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности», из которых можно выделить основные положения:

– облегчение разрушения породы породоразрушающим инструментом или, по крайней мере, не затруднять процесс разрушения и удаления обломков с поверхности забоя;

– не ухудшать фильтрационно-емкостные свойства продуктивного пласта;

– не вызывать коррозию бурового оборудования и инструмента;

– обеспечение получения достоверной геолого-геофизической информации при бурении скважины;

– не разрушать и не нарушать прочность горной породы в стенках скважины, сохраняя ее номинальный диаметр;

– должны быть устойчивыми к изменению термобарических условий;

– должны быть экономичными с точки зрения скорости проходки;

– обладать высокими показателями защиты к требованиям пожаровзрывоопасности.

Поскольку в процессе бурения скважин на Самотлорском месторождении возможны осложнения в виде частичного поглощения бурового раствора в районах палеогеновых и меловых отложений рекомендуется предусмотреть запас бурового раствора не менее двух объемов скважины. Для предотвращения негативного воздействия буровой промывочной жидкости на продуктивность пластов необходимо осуществление тщательной очистки буровой промывочной жидкости от выбуренной породы (шлама) и контроль за параметрами промывочной жидкости для предотвращения вредного влияния на проницаемость призабойной зоны продуктивных пластов. Газонефтеводопроявления (ГНВП) в процессе бурении возможны при снижении гидростатического давления из-за недолива жидкости в скважину либо снижения плотности бурового раствора, заполняющего скважину ниже допустимой величины. При бурении возможны и прихваты бурильной колонны, а также сужение ствола скважины за счет разбухания глин из-за некачественного подбора состава бурового раствора.

Раствор для бурения под направление

Для бурения направления диаметром 324 мм в интервале до 80 м применяется рецептура на основе глинистого раствора, примененного на соседней скважине или заново приготовленный буровой раствор. Раствор должен быть приготовлен на пресной воде, щелочность которой необходимо увеличивать с помощью каустической соды, при этом добавляя бентонитовый материал для повышения вязкости. В таблице 1 представлены рекомендуемые параметры бурового раствора при бурении направления.

Таблица 1

Рекомендуемые параметры бурового раствора при бурении направления

Параметры	Единицы измерения	Значения
Плотность	кг/м 3	1160
Условная вязкость (УВ)	сек.	70–90
Водоотдача	см 3 /30 мин.	8
СНС1	дПа	30
СНС10	дПа	38
Водородный показатель (pH)		8–9

Усредненная рецептура приготовления бурового раствора для бурения под направление представлена в таблице 2.

Таблица 2

Усредненная рецептура приготовления бурового раствора для бурения под направление

Реагент	Назначение	Масс. %
Бентонит ПБМА	Образование коллоидной структуры бурового раствора	6.2–7.0
Гипан	Регулирование вязкости и структурно-механических свойств	0.20–0.35
Кальцинированная сода	Удаление ионов Са++ при разбуривании цементного стакана	0.1–2.0
Каустическая сода	Регулятор рН раствора	0.2–0.6
Камцел ПАЦ-ВВ	Загуститель и понизитель фильтрации	0.435
Камцел ПАЦ-СВ	Загуститель и понизитель фильтрации	0.1–0.4
Лубриол	Смазочная добавка	1
АЛС	Понизитель вязкости и фильтрации	0.2–0.4
ПЭС	Пеногаситель	0.1–0.3
Пресная вода	Дисперсная среда	Оставшаяся часть

Раствор для бурения под кондуктор

Для бурения кондуктора диаметром 245 мм в интервале до 850 м применяется рецептура на основе полимерглинистого раствора, примененного на предыдущем интервале или заново приготовленный буровой раствор. Очистка раствора осуществляется с помощью вибрационных сит.

Анализируя геологический разрез пород Самотлорского НГКМ можно сделать вывод о том, что в интервалах вскрытия при бурении кондуктора в основном залегают пески и глины и в связи с этим главной проблемой при бурении будет являться опасность осыпей и обвалов стенок скважины.

Так как главной проблемой при бурении кондуктора является укрепление стенок ствола скважины, необходимо придерживаться максимальной скорости проходки и применять буровой раствор расчетной плотности и повышенной вязкости. При этом буровой раствор должен обладать хорошим свойством коркообразования, небольшой водоотдачей, сильными ингибирующими и смазывающими свойствами.

Буровой раствор предлагается обработать реагентом ГИПАН для регулирования реологических параметров и фильтрационных свойств, который хорошо защищает буровой раствор от агрессивного воздействия минерализации, а также высоких температур. В таблице 3 отображены рекомендуемые параметры бурового раствора при бурении под кондуктор.

Таблица 3

Рекомендуемые параметры бурового раствора при бурении под кондуктор

Параметры	Единицы измерения	Значения
Плотность	кг/м 3	1160–1180
Условная вязкость (УВ)	сек.	45–60
Водоотдача	см 3 /30 мин.	8
Пластическая вязкость	сПз	20
Динамическое напряжение сдвига (ДНС)	дПа	73–130
СНС1	дПа	27–72
СНС10	дПа	58–120
Водородный показатель (pH)		9–10

Для достижения необходимых характеристик и параметров свойств бурового раствора рекомендуется соблюсти рецептуру приготовления, представленную в таблице 4.

Таблица 4

Усредненная рецептура приготовления бурового раствора для бурения под кондуктор

Реагент	Назначение	Масс. %
Бентонит ПБМА	Образование коллоидной структуры бурового раствора	6.2–7.0
Гипан (гидролизованный полиакрилонитрил)	Регулирование вязкости и структурно-механических свойств	0.30–0.75
Кальцинированная сода	Удаление ионов Са++ при разбуривании цементного стакана	0.1–2.0
Каустическая сода	Регулятор рН раствора	0.2–0.6
Камцел ПАЦ-ВВ	Загуститель и понизитель фильтрации	0.435
Камцел ПАЦ-СВ	Загуститель и понизитель фильтрации	0.1–0.4
КМЦ-600	Повышение вязкости, снижение водоотдачи	0.1
ФК-2000	Смазывающая добавка	0.2
Бентонит ПБГ	Утяжеление	до необходимой плотности
Пресная вода	Дисперсная среда	Оставшаяся часть

Раствор для бурения под эксплуатационную колонну

Для бурения эксплуатационной колонны диаметром 178 мм в интервале проектного вскрытия колонной продуктивного пласта рекомендуется приготовить свежий раствор с применением инкапсулирующего полимера Optima либо аналогичного типа полимера. Очистку бурового раствора необходимо осуществлять комплексом очистного оборудования по замкнутому циклу.

При выполнении работ по бурению интервала эксплуатационной колонны на участках набора зенитного угла рекомендуется увеличение в составе бурового раствора концентрации полимеров и смазочных добавок для снижения силы трения бурильного инструмента и облегчения проводки ствола скважины. Также, особое внимание следует уделять таким характеристикам бурового раствора, как плотность, водоотдача, вязкость и следить за состоянием ствола скважины. В интервалах, где стенки скважины имеют прочную структуру, допускается снижение плотности бурового раствора с целью увеличения скорости проходки. В таблице 5 представлены рекомендуемые параметры бурового раствора при бурении под эксплуатационную колонну.

Таблица 5

Рекомендуемые параметры бурового раствора при бурении под эксплуатационную колонну

Параметры	Единицы измерения	Значения
Плотность	кг/м 3	1120
Условная вязкость (УВ)	сек.	40–55
Водоотдача	см 3 /30 мин.	6–8
Пластическая вязкость	сПз	15
Динамическое напряжение сдвига (ДНС)	дПа	60–100
СНС1	дПа	15–24
СНС10	дПа	24–96
Водородный показатель (pH)		8,5–9,5

При первичных признаках газонефтеводопроявлений (ГНВП) допускается возможность увеличения удельного веса бурового раствора до 1240–1260 кг/м

³

.

Усредненная рецептура приготовления бурового раствора для бурения под эксплуатационную колонну представлена в таблице 6.

Таблица 6

Усредненная рецептура приготовления бурового раствора под эксплуатационную колонну

Реагент	Назначение	Масс. %
Бентонит ПБМА	Образование коллоидной структуры бурового раствора	2–3
Полимер Optima	Ингибитор глин, понизитель фильтрации	0,3–0,5
Кальцинированная сода	Удаление ионов Са++ при разбуривании цементного стакана	0,1–0,5
Каустическая сода	Регулятор рН раствора	0,1–0,5
Камцел ПАЦ-ВВ	Загуститель и понизитель фильтрации	0,2
Камцел ПАЦ-СВ	Загуститель и понизитель фильтрации	0,2
Лубриол	Смазочная добавка	1
АЛС ТУ	Понизитель вязкости и фильтрации	0,2–0,3
Пеногаситель ПЭС	Пеногаситель	0,1
Пресная вода	Дисперсная среда	Оставшаяся часть

Раствор для бурения под эксплуатационную колонну

При бурении под хвостовик эксплуатационной колонны рекомендуется приготовить свежий безглинистый биополимерный буровой раствор типа Flo-Pro NT либо Baradrill-N либо аналогичный тип бурового раствора.

Перед бурением горизонтального интервала необходимо выполнить комплекс работ связанных с приготовлением емкостей к заготовке раствора (промывка и чистка). Вода затворения/разбавления раствора должна обязательно испытываться на содержание хлоридов, жесткость, рН. Разбуривание башмака и оснастки 178 мм колонны рекомендуется производить на растворе, оставшимся от бурения предыдущего интервала, с циркуляцией в обход рабочих емкостей через центральную систему грубой очистки (ЦСГО). Очистку бурового раствора рекомендуется осуществлять комплексом очистного оборудования по замкнутому циклу.

Рецептура бурового раствора должна быть подобрана для обеспечения характеристик, представленных в таблице 7.

Таблица 7

Рекомендуемые параметры бурового раствора при бурении под хвостовик

Параметры	Единицы измерения	Значения
Плотность	кг/м 3	1080
Условная вязкость (УВ)	сек.	50–60
Водоотдача	см 3 /30 мин.	5
Пластическая вязкость	сПз	10–15
Динамическое напряжение сдвига (ДНС)	дПа	120–215
СНС1	дПа	67–89
СНС10	дПа	77–96
Водородный показатель (pH)		9–10

Таким образом разработанные составы буровых растворов для бурения под направление, кондуктор, эксплуатационную колонну и хвостовик должны обеспечивать:

– небольшую вязкость и низкое поверхностное натяжение на границе с горными породами;

– обладание стабильными показателями технологических свойств;

– химическую нейтральность по отношению к разбуриваемой горной породе;

– минимальную концентрацию глинистых частиц;

– в целом, оптимальный режим выноса бурового шлама с забоя, предотвращая прихваты, обвалы и обладая хорошей смазывающей способностью.

Разработанные составы буровых растворов могут быть рекомендованы для бурения пластов Самотлорского месторождения, а также для месторождений Западной Сибири с аналогичным геологическим строением.

Литература:

1. Булатов, А. И. Буровые промывочные и тампонажные растворы / А. И. Булатов, П. П. Макаренко, Ю. М. Проселков. — Москва: Недра, 1999. — 424 c. — Текст: непосредственный.
2. Овчинников, В. П. Буровые и промывочные растворы / В. П. Овчинников, Н. А. Аксенова. — Тюмень: Экспресс, 2011. — 309 c. — Текст: непосредственный.
3. Третьяк, А. Я. Буровые промывочные жидкости / А. Я. Третьяк, О. В. Савенок, Ю. М. Рыбальченко. — Санкт-Петербург: Информационно-издательское агентство «ЛИК», 2014. — 374 c. — Текст: непосредственный.

Функции буровых растворов и их классификация

Область применения буровых растворов в нефтегазовой отрасли достаточно широка, они выполняют следующие функции:

1. Удаление продуктов разрушения из скважины.
2. Охлаждение бурильных труб и инструментов, которые участвуют в процессе разрушения горной породы.
3. Удержание частиц выбуренной горной породы во взвешенном состоянии.
4. Облегчение процесса бурения горных пород на забое.
5. Способствование улучшению процесса сохранения устойчивости стенок скважин.
6. Создание гидростатического равновесия в системе «ствол скважины-пласт» (обеспечение равенства давлений).
7. Сохранение и поддержание проницаемости продуктивных пластов.
8. Перенос энергии от работающего оборудования к механизмам, работающим в призабойной зоне.
9. Создание условий для проведения геофизических исследований.
10. Защита используемого оборудования от абразивного износа и коррозии.
11. Предупреждение и предотвращение нефте-, водо-, газо проявлений.
12. Закупоривание каналов для снижения объема поглощения бурового раствора.
13. Способствование сохранению установленных технологических характеристик процессов.
14. Снижение коэффициента трения.
15. Обеспечение экологической чистоты (так как большинство растворов безвредны для окружающей среды).

Все буровые растворы принято делить:

• По виду дисперсной фазы (телу) на газожидкостные смеси (пены, аэрированные растворы и т.п.), дисперсии, суспензии, эмульсии и другие.
• В зависимости от обработки реагентами буровые растворы могут быть обработанными и необработанными.
• По способу изготовления буровые растворы могут быть естественные и искусственные.
• По степени минерализации хлоридом натрия буровые растворы могут быть слабоминеральные (до 0,5 %), средней минерализации (от 0,6 до 3,5 %) и высокой минерализации (от 3,5 до 10 %).
• По виду дисперсной среды растворы могут быть газообразными, водными и растворами на основе углеводорода.
• По составу дисперсной фазы. К ним относятся алюминатные, глинистые, гипсовые, хлоркалиевые, хлокальциевые, меловые и селикатно-гуминовые растворы.
• В зависимости от условий применения буровые растворы могут быть растворами для сложных геологических условий разработки и для нормальных геологических условий разработки.

«Буровые растворы» 👇

Простейшая схема приготовления бурового раствора

В настоящее время используется огромное количество способов приготовления бурового раствора. Простейшая схема его приготовления изображена на рисунке ниже.

где, 1 – емкость, в которой перемешиваются составляющие раствора; 2 – насос (поршневой или центробежный); 3 – нагнетательная линия с задвижкой; 4 – смеситель; 5 – загрузочная воронка; 6 – мешок с порошкообразным материалом; 7 – площадка; 8 – шиберный затвор; 9 – перемешиватели (гидравлические или механические).

При такой схеме приготовления сам процесс выглядит следующим образом. В емкость для перемешивания составляющих бурового раствора дисперсионную среду и с помощью насоса, по нагнетательной линии подают ее через смеситель (обычно гидроэжекторный). Данная операция осуществляется по замкнутому циклу. Мешок с порошкообразным материалом с помощью подъемника перемещается на площадку, где специальный сотрудник переносит его к загрузочной воронке. Он вскрывает этот мешок и высыпает порошок в воронку, оттуда он подается к смесителю, где и смешивается с дисперсионной средой. Полученная суспензия сливается в емкость, в которой перемешивается гидравлическими или механическими перемешивателями. Скорость подачи порошка в смеситель может регулироваться с помощью шиберного затвора.

Методы регулирования свойств буровых растворов

Буровой раствор ограничен в количестве функций, который он может выполнять. Набор функций и свойств бурового раствора определяется условиями работы.

Необходимые свойства бурового раствора получают с помощью подбора компонентов для него. В процессе работы буровой раствор постепенно теряет свои свойства, из-за контакта с разрушаемыми горными породами во время бурения, а также воздействия давления, температуры и механических нагрузок, что делает необходимым организацию поддержания и восстановления его свойств.

Для получения растворов с необходимыми свойствами и их поддержания во время работы применяют несколько методов.

К методам физической обработки буровых растворов относят дсипергацию, разбавление, утяжеление, концентрирование и введение наполнителей. К методам химической обработки растворов относится метод введения в раствор различных химических реагентов. Физико-химические методы регулирования свойств бурового раствора представляют собой комбинацию методов физической и химической обработки.