Классификации промывочных жидкостей

Промывочные жидкости подразделятся на:

1. жидкости на водной основе;

2. жидкости на углеводородной основе;

3. аэрированные жидкости и пены.

Существует следующая классификация жидкостей на водной основе, используемых наиболее часто в качестве буровых промывочных:

1.1. Техническая вода;

1.2. Глинистая суспензия

1.3. Полимерные безглинистые растворы

1.4. Полимер-глинистые растворы

1.5. Полимер-глинистые минерализованные растворы

1.6. Растворы с конденсированной твёрдой фазой

Жидкости на водной основе получили наибольшее распространение. Они практичны, их основа дешёвая, их свойствами легко управлять, а большинство хим. реагентов экологически чисты. К недостаткам можно отнести, например намокание, набухание и растворение некоторого количества пропластков горных пород на стенках скважины, из-за взаимодействия с водой, что приводит к осыпям и обвалам, если скважину бурят не достаточно быстро. Так же на этих жидкостях, из-за поглощений, затруднительно бурить интервалы с аномально низкими пластовыми давлениями.

Техническую воду используют в качестве промывочного агента при неглубоком бурении в плотных не размокаемых породах, таких, как известняки, доломиты или граниты.

Для неглубокого бурения до нескольких сот метров в рыхлых неустойчивых породах великолепно себя зарекомендовала глинистая суспензия (водный раствор с содержанием от 5 до 10% бентонитовой глины). Однако здесь при бурении глинистых пород наблюдается самозамес глины, раствор загущается и его приходится разбавлять водой. А образующийся излишек раствора приходится выливать в окружающую действительность, что не всегда законно или дёшево экологически.

Для бурения глубоких скважин с небольшими коэффициентами аномальности используют полимерные и биополимерные промывочные жидкости с плотностью близкой к плотности воды. Однако из-за самозамеса глинистых частиц из горной породы, эти жидкости переходят в разряд полимер-глинистых.

В качестве полимеров для буровых растворов используются полисахариды (например, обойный клей КМЦ), акриловая группа (например, полиакриламид ПАА), гуматы (например, углещелочной реагент из бурого угля УЩР или торфощелочной реагент ТЩР из торфа), биополимеры (остатки коконов бактерий) и другие. Полимеры стабилизируют промывочные жидкости, уменьшают водоотдачу, а УЩР в пресных растворах уменьшает вязкость, и делают ещё много чего.

Полимер-глинистые минерализованные растворы позволяют уменьшать растворимость солей и набухание глинистых пород на стенках скважины. В настоящее время они считатся одними из самых эффективных при глубоком бурении с большой протяжённостью открытого ствола скважины. Например, калиевый полимер-глинистый. Этот раствор за счёт наличия ионов калия сильно задерживает растворение глин.

Растворы с конденсированной твёрдой фазой отличает содержание растворимых микрокристаллов коллоидных размеров, которые выполняют двоякую функцию. Во-первых, они создают основную или дополнительную структуру раствора, и, во-вторых, они автоматически поддерживают в промывочной жидкости равновесную насыщенную концентрацию какой-либо соли при течении жидкости по скважине, растворяясь или конденсируясь обратно при изменении температуры. В результате чего соли в стенках скважины могут не растворяться, а стенки скважины могут увеличить устойчивость.

Жидкости на углеводородной основе подразделяют на:

2.1. Известково-битумные растворы;

2.2. Инвертные эмульсионные

Жидкости на углеводородной основе применяются сравнительно редко, из-за большой стоимости углеводородной основы – нефти или дизельного топлива. А объём глубоких скважин может достигать многих сотен кубометров. Кроме того, бурение сопровождается дополнительными затратами на предупреждение возгораний, загрязнение рабочего персонала, окружающей среды и подземных питьевых вод. Однако, когда строительство наклонно-направленных и горизонтальных скважин сильно затягивается, а открытые стволы скважин пересекают пропластки с горными породами, склонными к набуханию, то приходится применять жидкости на углеводородной основе. При этом скважины бурят по очереди, а буровой раствор перевозят от пробуренной на следующую скважину.

Раньше часто применялись известково-битумные растворы ИБР, у которых вязкость увеличивалась за счёт увеличения концентрации растворённого битума, а твёрдая фаза состояла из известковой муки. Это теоретически приводит к образованию рыхлой фильтрационной корки, большой фильтрации в пласты и потерь промывочной жидкости.

В последнее время используют инвертные эмульсионные растворы, которые в качестве твёрдой фазы используют гидрофобную глину (мелкодисперсную глину, жаренную в масле). Кроме того, за счёт поверхностно-активных веществ ПАВ эти растворы капсулируют в своём объёме воду в мелкодисперсной форме до 40% от общего объёма раствора. То есть, если в скважину поступает вода из пласта, то она не дойдёт до пластов с меньшим содержанием воды, и те не набухнут.

Аэрированные жидкости и пены применяются обычно на истощённых месторождениях. В жидкость добавляется ПАВ, а воздух подаётся с помощью эжекторного устройства. Основная проблема заключается в том, что по ПБНГП продувка нефтегазовой скважины воздухом запрещена. И если по какой-то причине пена окажется нестойкой и расслоится, то на выходе из устья скважины может образоваться большое количество газовоздушной горючей смеси. А если пена окажется слишком стойкой, то её будет трудно разрушать на поверхности, особенно зимой.

Режимы бурения

Под режимом бурения понимается совокупность параметров бурения, которые может изменять буровая бригада. Обычно выделяют три таких параметра:

- нагрузка на долото, G_Д, тс, 10 кН;

- скорость вращения долота ω_Д, об/мин, об/с = Гц

- расход промывочной жидкости q, л/с, м³/с×10^‒3.

В процессе бурения бурильщик старается найти такое сочетание этих параметров, при котором будет достигаться наибольшая текущая механическая скорость бурения. В настоящее время, в этом ему часто помогает и присматривает за ним через компьютеры и камеры слежения инженер-технолог. Поэтому, в процессе бурения оптимизация режима бурения идёт постоянно. В настоящее время все данные процесса бурения через спутниковую связь в режиме реального времени отсылаются в головную контору, где один инженер-технолог следит за диаграммами и кинозаписями бурения сразу с дюжины и более буровых и производит их системный анализ и обратную связь для корректировки режимов бурения. Эта программа иногда называется «нейронные сети». Нейронные сети позволяют быстрее начинать оценивать процесс бурения в режиме реального времени на одном или на соседних месторождениях не только по одной механической скорости бурения, но и по всем другим технико-экономическим показателям. То есть по рейсовой, технической, коммерческой и цикловой скорости, а так же по себестоимости метра бурения и прибыли; что более рентабельно. Про технико-экономические показатели будет рассказано в пункте 11.