16. Буровые промывочные жидкости

16.1. Назначение, функции, типы бпж и требования к ним

Промывка скважин при существующих в настоящее время способах бурения является технологически необходимой, что и определяет назначение буровых промывочных жидкостей как средств очистки забоя и ствола скважин от шлама и выноса его на дневную поверхность. При современной конструкции скважин на поверхность выносится в среднем 80 – 150 тонн шлама на 1000 м протяженности ствола. Необходимым условием эффективного выноса шлама из скважины является наличие циркуляции промывочной жидкости по стволу с такой минимальной скоростью потока в кольцевом пространстве, чтобы предупредить, с одной стороны, излишнее накопление шлама в среде промывочного раствора, с другой – не допустить гидроразрыва какого-либо пласта и поглощения промывочной жидкости.

Кроме основного предназначения, БПЖ выполняют целый ряд целевых функций в связи со спецификой буровой технологии, активным взаимодействием их с глубинным и поверхностным оборудованием циркуляционных систем, с различными по литологии горными породами, с различными по составу и свойствам пластовыми флюидами.

Все функции БПЖ можно разделить на три группы:

– гидростатические функции:

1) создание противодавления на стенки ствола;

2) оказание противодавления на пластовые флюиды;

3) удержание дисперсной фазы и шлама во взвешенном состоянии при отсутствии циркуляции;

4) облегчение веса колонн при спускоподъемных операциях;

– гидродинамические функции:

1) очистка забоя;

2) очистка ствола и вынос шлама на дневную поверхность;

3) управление гидравлической связью системы «скважина – пласт»;

4) охлаждение породоразрушающих инструментов и трущихся поверхностей;

5) передача энергии гидравлическому забойному двигателю (ГЗД) и долоту;

6) кольматация стенок ствола;

7) улучшение буримости горных пород за счет гидромониторного эффекта;

– физико-химические функции:

1) предупреждение набухания глин и глиносодержащих пород;

2) профилактика снижения естественной проницаемости (загрязнения) продуктивных пластов;

3) предупреждение затяжек и прихватов колонн в скважинах;

4) смазка поверхностей трения;

5) защита бурового оборудования и инструмента от коррозии;

6) снижение абразивности разбуриваемых горных пород;

7) улучшение буримости горных пород (эффект Ребиндера, повышение износостойкости элементов вооружения долот и др.);

8) предупреждение растворения водорастворимых солей, содержащихся в разрезах скважин;

9) предупреждение растворения и растепления цемента в многолетнемерзлых породах.

Перечисленные функции БПЖ неравнозначны, необходимость и полнота реализации большинства из них связана с конкретными целями и условиями бурения скважин, в частности, с характеристикой продуктивных пластов и насыщающих их флюидов, с видом и характером осложнений, пластовыми температурами и давлениями и др. Такие функции, как гидростатические, очистка забоя и ствола скважин от шлама, улучшение буримости горных пород, профилактика загрязнения продуктивных пластов, важны при строительстве практически любой нефтегазовой скважины. При бурении скважин в сложных геолого-физических условиях очень важными являются функции БПЖ, направленные на профилактику осложнений. При использовании БПЖ для временной (при кустовом бурении) или длительной консервации скважин, наряду с функцией удержания твердой фазы во взвешенном состоянии, очень важной становится функция защиты обсадных колонн от коррозии и т.д.

Классификация и требования к буровым промывочным жидкостям

Классификация буровых промывочных жидкостей призвана систематизировать, сгруппировать их по определенным признакам, позволяющим оценить область применения и выбрать тип жидкости по интервалам бурения на стадии разработки проекта для строительства скважины. Классификация промывочных жидкостей облегчает их изучение.

Группируют БПЖ по следующим классифицирующим признакам:

а) по характерным особенностям дисперсионной среды:

1) по полярности – на водной основе (полярная среда), на углеводородной основе (неполярная, гидрофобная среда);

2) по составу минерализации – хлорнатриевые, хлоркальциевые и др.;

3) по степени минерализации – пресные, слабо-, средне- и высокоминерализованные;

4) по щелочности – сильнокислые (pH менее 5), слабокислые (pH от 5,1 до 7), слабощелочные (pH от 7,1 до 8,4), щелочные (pH от 8,5 до 11), высокощелочные (pH более 11,1);

б) по характерным особенностям дисперсной фазы:

1) по составу и содержанию активной и неактивной твердой фазы – глинистые, малоглинистые, коллоидные, аргиллитовые, карбонатные и др.;

2) по фазовому состоянию дисперсной фазы – содержащие твердую фазу (глину, мел и др.), полимергелевые, гидрогелевые;

в) по виду химобработки:

1) гуматные; 2) лигносульфонатные; 3) полисахаридные; 4) полигликолевые; 5) биополимерные и др.;

г) по способу приготовления:

1) наработанные в процессе бурения; 2) полученные с помощью специальных технических средств;

д) по назначению:

1) для бурения под кондуктор; 2) для разбуривания основного ствола; 3) для вскрытия продуктивных пластов; 4) для консервации скважин; 5) для борьбы с осыпями и обвалами и др.

В целом в буровой практике БПЖ подразделяются, в основном, по первому признаку на три класса:

1) растворы на водной основе; 2) растворы на углеводородной основе;

3) газы, газосодержащие, пенные системы.

Существуют различные подразделения классов на группы и подгруппы, при этом в основу их формирования заложены вышеперечисленные классификационные признаки. Примером может служить классификация БПЖ, представленная в таблице 31.

Как видно из таблицы 31, в буровой технологии наиболее широко представлены промывочные жидкости на водной основе, что обусловлено их лучшим соответствием требованиям, предъявляемым к БПЖ. В частности, они достаточно приемлемо соответствуют требованиям охраны труда, экологической безопасности и технологии бурения глубоких нефтегазовых скважин в целом.

Таблица 31

Классификация буровых промывочных жидкостей

Класс	Группа	Подгруппа
1	2	3
1. БПЖ на водной основе	1.1. Глинистые растворы (ГР)	1.1.1. ГР пресные (содержание NaCl < 1%) 1.1.2. ГР слабоминерализованные (NaCl 1–3%) 1.1.3. ГР среднеминерализованные (NaCl 3–3%) 1.1.4. ГР высокоминерализованные (NaCl > 10%, до насыщения) 1.1.5. ГР эмульсионные – гидрофильные эмульсионные растворы 1.1.6. ГР ингибированные (ГРИ) солями калия – калиевые ГР 1.1.7. ГРИ известью – известковые ГР 1.1.8. ГРИ гипсом – гипсовые ГР 1.1.9. ГРИ хлористым кальцием – высококальциевые ГР 1.1.10. ГРИ соединениями алюминия 1.1.11. ГРИ соединениями хрома 1.1.12. ГРИ соединениями кремния – силикатные ГР 1.1.13. ГР, ингибированные смесями солей одно- и поливалентных металлов – гипсо-калиевые, известково-калиевые, алюмо-калиевые и др. 1.1.14. Малоглинистые растворы 1.1.15. Карбонатно-глинистые растворы 1.1.16. ГР гидрофобизированные 1.1.17. ГР биополимерные
	1.2. Естественные водные суспензии (ЕВС)	1.2.1. Глинистая ЕВС 1.2.2. Аргиллитовая ЕВС 1.2.3. Карбонатная ЕВС
	1.3. Безглинистые растворы	1.3.1. Вода различной степени минерализации 1.3.2. Гели водорастворимых полимеров 1.3.3. Полимерсолевые растворы (БПЖ на сшитых полимерах) 1.3.4. Биополимерные растворы 1.3.5. Микропузырьковые жидкости 1.3.6. Перенасыщенные солями жидкости повышенной плотности 1.3.7. Гидрогели
2. Растворы на углеводо- родной основе (РУО)	2.1. Безводные РУО	2.1.1. Известково-битумный раствор (ИБР) 2.1.2. РУО на основе высокоокисленного битума и синтетических жирных кислот 2.1.3. РУО на основе загущенной нефти
	2.2. Инвертные эмульсионные растворы (ИЭР)	2.2.1. Инвертно-эмульсионный раствор на основе ИБР (ИЭБР) 2.2.2. Высококонцентрированный инвертно-эмульсионный раствор (ВИЭР) 2.2.3. Термостойкий инвертно-эмульсионный раствор (ТИЭР) 2.2.4. Гидрофобно-эмульсионный раствор (ГЭР) на основе ИКБ-2 2.2.5. Буровой инвертно-эмульсионный раствор на основе эмультала 2.2.6. ИЭР на основе СЭТ-1 2.2.7. ИЭР на основе биоразлагаемых углеводородов
3. Газы и газо- содержащие жидкости	3.1. Газообразные агенты	3.1.1. Продувка воздухом 3.1.2. Продувка азотом 3.1.3. Продувка природным газом 3.1.4. Продувка отработанными газами ДВС
	3.2. Аэрированные промывочные жидкости (АПЖ)	3.2.1. АПЖ на основе химической аэрации 3.2.1. АПЖ на основе компрессорной аэрации
	3.3. Пены	3.3.1. Двухфазная пена на основе воды, газа и пенообразователя 3.3.2. Трехфазная пена на основе глинистого раствора, газа и ПАВ

На рисунке 117 схематично приведены основные требования, предъявляемые к промывочным жидкостям при строительстве нефтегазовых скважин.

Рис. 117. Требования к буровым промывочным жидкостям

Общими являются требования экологической и промышленной безопасности, технологичности и экономичности БПЖ.

Фундаментальными являются требования охраны труда и экологической безопасности промывочной жидкости.

Требование технологичности БПЖ, прежде всего, легкости ее обслуживания, имеет большое социальное значение. Под экономичностью БПЖ имеется в виду не только доступность и дешевизна ее как производственной продукции, хотя это и важно для получения высоких технико-экономических показателей бурения, а, главным образом, получение высокого конечного результата, обеспечивающего быструю окупаемость затрат на строительство нефтегазовой скважины.

Остальные требования к БПЖ специфичны и касаются, главным образом, буровой технологии. Обобщающим является требование эффективного выполнения целевых функций БПЖ, для реализации которого необходима высокая подготовка специалистов не только в области буровой технологии, геологии и нефтепромысловой механики, но и в области механики сплошных сред, а также в области физической химии дисперсных систем и поверхностных явлений.

Важнейшим требованием к БПЖ является требование качественного вскрытия продуктивных пластов, что реализуется не только через физико-химическую функцию промывочного раствора. Вся технология первичного вскрытия нефтегазовых коллекторов должна быть ориентирована на исключение отрицательного воздействия БПЖ на естественную проницаемость (загрязнения) приствольной зоны продуктивного пласта. Поэтому необходимо хорошо представлять причины загрязнения (блокировки) пор пластов, методы и средства профилактики загрязнения, охватывающие все стороны технологии разбуривания продуктивных пластов, которые могут оказать влияние на время освоения скважин, на последующие дебиты и на нефтеотдачу пластов в целом.