74. Технологические функции буровой промывочной жидкости (бпж)

Буровой раствор – необходимый элемент технологии бурения. От качества бурового раствора, и, в частности, глинистого раствора зависит успех проведения буровых работ. Глинистые растворы составляют 90% от всех буровых растворов, которые используются в бурении.

Функции бурового раствора:

1. Облегчение процесса разрушения горных пород. Промывочная жидкость активно участвует в механическом разрушении пород. Вместе с коронкой или долотом она проникает в трещиноватые слои породы и вымывает разрушенные частицы. И если в составе бурового раствора имеются вещества, химически взаимодействующие с данными породами, то этот эффект усиливается. Такие вещества называются понизителями твердости.

2. Выведение разбуриваемых пород – шлама — из скважины. Выбуренную породу необходимо удалять из скважины, чтобы шлам не переизмельчался, и инструмент не изнашивался.

3. Охлаждение породоразрушающего инструмента – коронки, долота. Буровой раствор охлаждает коронку или долото, которые нагреваются при трении о стенки скважины.

4. Сохранение устойчивости стенок скважины. Очень важно в бурении, чтобы стенки скважины оставались целыми, иначе бурение будет невозможно. Рыхлые или сильно трещиноватые породы, при воздействии на них бурового инструмента и смачивании промывочной жидкостью, неизменно будут обрушаться. В этом случае важен состав бурового раствора, который готовит и подает в скважину установка смесительная. В раствор добавляются такие вещества, иногда даже находящиеся в твердой фазе, которые залипают на стенках скважины и образуют корку. Эта корка удержит породы от обрушения, и бурение будет успешным.

5. Поддержание гидростатического баланса между пластом и скважиной. Стенки скважины подвергаются давлению изнутри и снаружи. Горное давление, которое создается присутствующими в пласте, водой и газами, действующее внутри разбуриваемого пласта постоянно меняется в зависимости от того, через какие породы проходит буровой инструмент. Породы могут быть обводненными, и тогда пластовая вода будет выдавливать буровой раствор на поверхность. А если в пласте нет давления, то происходит поглощение бурового раствора породами, что тоже является аварийной ситуацией. Дорогостоящий буровой раствор уходит в пласт горной породы, давление падает, и эффективность бурения снижается до нуля. Давление, под которым подается буровой раствор, можно менять. И, таким образом, регулировать баланс в системе пласт-скважина.

6. Предохранение породоразрушающего инструмента от прихвата при остановке циркуляции за счет удержания частиц выбуренной породы во взвешенном состоянии.

7. Предохранение инструмента и оборудования от коррозии и абразивного износа.

Условия очистки ствола скважины от выбуренной породы существенно различаются в зависимости от ее конструкции и ориентировки в пространстве. В горизонтально ориентированной скважине очень короткий путь осаждения шлама по сравнению с вертикально ориентированной и поэтому требования к свойствам промывочной жидкости существенно отличаются в этих двух случаях.

При проходке скважин методом ГНБ буровой раствор работает в существенно других условиях касательно скоростей сдвига раствора. На установках ГНБ скорости вращения бурових штанг даже при проходке пилотной скважины на порядок-два ниже, чем при бурении нефтегазовых скважин. А при расширениях под трубы большого диаметра и при затяжке труб обратным ходом буровой раствор работает часто при скоростях сдвига намного ниже 1с-1. Это находится за пределами диапазона измерений наиболее распространенного вискозиметра Fann 35, нижний предел измерений которого составляет 3 об./мин, что соответствует скорости сдвига 5,1 с-1. Отсюда понятно, что показатели качества бурового раствора, используемые в нефтегазовом бурении, не в полной мере отражают свойства бурового раствора для горизонтально-направленного бурения в технологиях безтраншейной прокладки коммуникаций.

Особенности конструкции насосов для бурового раствора в установках для горизонтального бурения предопределяют жесткие требования в части минимального содержания песчаной фракции в бентоните. Если для нефтегазового бурения содержание песчаной фракции 4% считается нормой, то для глинопорошков для ГНБ этот показатель должен быть ниже 0,5%, а при содержании песка более 1% прокачивать такой раствор нельзя, поскольку это приведет к выходу из строя насосов.

Особые требования предъявляются и к скорости распускания бентонита. Раствор для ГНБ должен быть готов через 15-20 минут после начала его приготовления, тогда как в практике нефтегазового бурения приготовленный раствор обычно выдерживается до двух суток до начала его использования для максимального набухания бентонита.

В нефтегазовом бурении в последние десятилетия наработан большой опыт проходки не только вертикальных глубоких скважин, но и горизонтальных участков ствола скважины по продуктивному нефтегазоносному пласту. При этом обычно используются полимерные буровые растворы без бентонита, не загрязняющие продуктивный пласт, но имеющие высокую стоимость из-за высоких затрат на полимерные реагенты. Опыт регулирования реологических свойств растворов для этих целей в последнее время эффективно используется многими сервисными компаниями нефтегазовой специализации в технологиях горизонтально-направленного бурения (ГНБ) для гражданского строительства. Именно поэтому, такие компании традиционно нефтегазового сектора как «MI Swaco», «Baroid», «Phrikolat» и другие, первыми предложили наиболее оптимальные рецептуры бентонито-полимерных составов для технологий ГНБ строительного сектора.

При бурении скважин в нефтегазовом секторе используются промывочные растворы с более высоким содержанием бентонита, чем при бурении горизонтальных скважин по технологии ГНБ. Так в соответствии со стандартом API качество бентопорошка для нефтегазового бурения определяется при концентрации бентонита 6,4 %, тогда как в технологиях ГНБ используются растворы с низким содержанием твердой фазы – обычно не более 3 % бентонита. Необходимые реологические свойства такого промывочного раствора достигаются введением значительного количества полимерных составляющих, которые и формируют основную часть себестоимости этого продута. По сути, основные свойства таких растворов обеспечиваются полимерными реагентами, а бентонитовая составляющая позволяет существенно снизить затраты на приготовление промывочного раствора и создать фильтрационную корку на стенках скважины.

Дополнительно

ПОЛИМЕРНЫЕ РЕАГЕНТЫ. В мире работает более сотни химических предприятий, которые производят более 1500 реагентов для нефте- и газодобычи. В журнале «Нефтегазовые технологии» периодически публикуется достаточно обширный перечень фирм-производителей реагентов для регулирования свойств промывочных жидкостей – список за 2007 г. можно скачать по адресу http://narod.ru/disk/48252000/106.pdf.

С некоторой долей условности полимерные водорастворимые реагенты для регулирования свойств промывочных жидкостей можно разделить на несколько групп по функциям, которые они играют в промывочном растворе:

1. Регуляторы водоотдачи

2. Ингибиторы разбухания глин

3. Модификаторы реологических свойств

4. Смазывающие агенты

5. Загустители

6. Разжижители

7. Детергенты (моющие средства)

8. Специальные добавки

Обилие реагентов под торговыми марками различных производителей, часто без детальной информации о свойствах данного продукта, существенно усложняет выбор нужного реагента для потребителя. Здесь необходимо помнить, что среди разных групп полимерных реагентов есть разновидности анионоактивные и катионоактивные, при смешивании которых может произойти разрушение структуры раствора с потерей или существенным ухудшением его свойств. Кроме того, иногда совместный ввод в раствор реагентов одного типа (касательно анионо- или катионоактивности) может приводить к взаимодействию между ними и существенному отличию от ожидаемых параметров раствора. Поэтому перед вводом того или иного реагента в раствор необходимо протестировать его в лабораторных условиях на ротационном вискозиметре и фильтр-прессе.

Практически все производители бентонито-полимерных композиций для ГНБ типа «готовая универсальная смесь в одном мешке» вместе с ними предлагают и ряд реагентов, которые используются для регулирования свойств раствора при бурении в различных условиях.

Типичный набор выглядит следующим образом:

1. Бентонито-полимерная смесь универсальная (низкое содержание песка, высокий YP, низкая PV и высокой вязкостью при низких скоростях сдвига);

2. Полианионная целлюлоза, производные крахмала и т.д. - для снижения водоотдачи раствора при проходке в песчаных грунтах;

3. Полиакриламиды - для ингибирования глин при проходке в глинистых грунтах;

4. Биополимер ксантановой группы - для изменения реологических показателей с целью усиления выносной способности раствора и повышения устойчивости ствола скважины. MI Swaco также предлагает свой патентованный продукт –загуститель неорганической природы DRILLPLEX, который очень эффективно меняет реологический профиль раствора в сторону усиления его псевдопластичности.

5. Смазывающие реагенты – для уменьшения крутящего момента;

6. Детергенты – для снижения налипания глин на инструмент.

7. Сода кальцинированная Na2CO3 – для повышения щелочности раствора (pH).

Регенты второй, третьей и четвертой групп являются загустителями бурового раствора, но они по разному влияют на его реологические характеристики.

Кроме этих продуктов некоторые производители расходных материалов для ГНБ также предлагают под разными торговыми марками бентонитовую основу без полимерных добавок - для самостоятельного приготовления бентонито-полимерного раствора под специфические условия бурения: Max Gel (MiSWACO), Bor Gel (BAROID), Phrikolate W (PHRIKOLATE) и т.д.

Специалисты компании BAROID IDP справедливо утверждают, что нет универсальных грунтов, и именно поэтому нет универсальных полимеров и тем более не может быть готовых смесей в одном пакете на все случаи. Правильно было бы составлять рецептуру раствора под конкретные условия бурения, но такой подход требует наличия у потребителя серйозного лабораторного оборудования и специалистов соответствующей квалификации. Поэтому на сегодняшнем рынке расходных материалов для ГНБ востребованными оказались продукты типа «готовая смесь в одном мешке», свойства которых можно подрегулировать в каких-то пределах путем дополнительного ввода того или иного реагента.

Целлюлозные реагенты в основном используются для снижения показателя водоотдачи раствора, но при этом они выполняют также роль загустителей и смазывающих агентов, а также частично улучшают реологические показатели раствора – увеличивают предел текучести YP Содержание этих реагентов в растворе целесообразно увеличивать при проходке в песчаных грунтах в тем большей мере, чем более грубозернистый песок. Примерами реагентов этой группы являются Antisol, Filter Control (PHRIKOLAT); Platinum PAC (MiSWACO); AquaPAC (Aqualon); Rel-PАС (CETCO) и др.

Реагенты группы полиакриламида применяются для снижения разбухания глинистых пород и предотвращения таким образом сужения ствола скважины, а также чрезмерного загущения раствора вследствие наработки глинистой фазы из вмещающих пород. При этом полиакриламиды в небольших концентрациях могут выполнять функцию загустителя, но чрезмерное количество этих реагентов приводит к резкому росту водоотдачи раствора и снижению предела текучести YP. Обычно эти реагенты применяют при проходке глинистых, интенсивно разбухающих пород. При проходке высоковязких глин бывает достаточно приготовить раствор полиакриламида в воде – без использования универсальной бентонито-полимерной смеси. Примерами реагентов этой группы являются Poly-Plus (MiSWACO); BentoPlus (Lamberti); Insta-Vis (CETCO); Agripol (PHRIKOLAT)

Биополимеры ксантанового ряда являются очень эффективными загустителями как в пресной, так и в соленой воде, но основная их ценность состоит в корректировке реологического профиля раствора. Их ввод в раствор увеличивает его выносную способность без увеличения вязкости при высоких скоростях течения (в насосе, буровых штангах, соплах) и значительно улучшает условия очистки горизонтально ориентированной скважины от выбуренного шлама, особенно при остановках проходки и при расширениях скважины. Эти реагенты наиболее эффективны для увеличения показателя YP. Главным недостатком реагентов этой группы является их склонность к биологическому разложению, вследствие чего могут ухудшится реологические показатели раствора. Для предотвращения этого процесса в раствор добавляют защитные бактерициды или же предварительно обрабатывают ими биополимеры. Примерами реагентов этой группы являются: NO-SAG (BAROID); Modivis 900 (PHRIKOLAT); Duo-Tec, Duo-Vis, Super-Vis (MiSWACO); Suspend-It (CETCO);

Смазывающие добавки являются обязательным компонентом промывочных жидкостей при проходке нефтегазовых скважин и все шире используются при технологиях ГНБ. Ввод в раствор этих компонентов позволяет значительно уменьшить крутящий момент при расширении скважины, а такуже облегчить затяжку трубы в скважину. Примерами реагентов этой группы являются Rod Ease (MiSWACO);

Детергенты (Поверхностно-активные вещества или ПАВ, моющие средства) позволяют уменьшить налипание грунта на буровой инструмент и штанги, что в комплексе с использованием смазывающих добавок приводит к значительному снижению скручивающих усилий при бурении и тяговых усилий установки при затяжке трубы. Примерами реагентов этой группы являются RingFree (MiSWACO); Drill-Terge (CETCO) и т.п.

Сода кальцинированная – используется для увеличения щелочности раствора до уровня рН=8-9 единиц, поскольку такой уровень щелочности является наиболее оптимальным для большинства полимерных реагентов используемых при бурении. Ввод соды блокирует активность ионов Са2+.